2020年

全省争取管道天然气

上下游直接交易规模30亿方以上

降低成本3亿元以上

哪些市场主体可以申报？

申报审核程序如何？

各方责任义务有哪些……

更多详情快来看看吧！

参与主体

❖上游供气企业（简称资源方）：指国内具有相关资质且自主拥有国产或进口气源的企业。有意愿参与试点的资源方填写申请表向省发展改革委（能源局）申报，由省展发革改委（能源局）审核，并向社会公布。

❖下游天然气购买方（简称购买方）：指省内获得管道燃气特许经营许可的城市燃气企业及统调天然气发电企业、天然气分布式能源企业、地方燃气热电企业、工业大用户等。本次试点以城市燃气企业为主，个别有条件的统调天然气发电企业、天然气分布式能源企业、地方燃气热电企业，经当地审核同意后亦可参加。试点成熟后逐步实现全覆盖。有意愿参与的购买方填写申请表向各市发改、建设部门申报，由各市审核确定试点企业，报省发展改革委（能源局）。统调天然气发电企业向省发展改革委（能源局）申报。

❖天然气管输企业（简称管输方）：指省内各级天然气管道运营企业。

上下游直接交易

❖气量：根据各试点地区用气量，购买方与资源方协商确定当年4月至次年3月非供暖季、供暖季供应气量，要确保天然气安全有序供应。

❖气价：由资源方与购买方自行协商确定、市场化定价，可参照国家发展改革委核定的我省基准门站价格，要切实降低气价，减轻企业用气成本。

❖责任与义务：资源方、购买方应切实履行安全稳定保供责任，并与当地政府签订保障天然气供应责任书。资源方供应的天然气质量必须符合国家相关标准与要求。月度调峰和季节性调峰责任由资源方承担，日调峰责任由资源方、管输方、购买方协商确定，小时调峰原则上由购买方自行承担，无法承担时与资源方协商确定。

管网代输

❖信息公开：管输方应定期公开和更新开放服务的条件、申请和受理流程、管线管输能力、管输能力使用情况、剩余管输能力等信息，具体按照浙江省天然气管网设施公平开放实施细则要求实施。

❖公平开放：管输方应当加强管网平衡调度，无歧视地向符合开放条件的购买方提供天然气输送、转运等服务，无正当理由不得拖延、拒绝与符合条件的购买方签订服务合同，不得提出不合理要求，不得以统购统销等名义拒绝开放天然气管网设施。

❖管输费：省级天然气管道运输价格，在省发展改革委核定的指导价格范围内，由双方协商确定，协商不成的，由省发展改革委协调确定。市、县（市、区）级天然气管道运输价格，在市、县（市、区）发展改革委（局）核定的指导价格范围内，由双方协商确定，未核定指导价或协商不成的，由各市、县（市、区）发改部门牵头核算确定。政府部门核定的管输成本已包含管输损耗，不得另外加收。

❖合同：购买方、资源方、管输企业应当签订购销合同、管输合同、计量交接合同，对服务时段、服务天然气量、服务能力、交接点与交接方式、服务价格、偏差结算、调峰、计划、天然气质量、交付压力与气量、管输路径、计量依据、气量分割、交付顺序、流量计算、平衡义务、安全责任、违约责任及免责条款等内容进行约定。

行政管理措施

❖省发展改革委（能源局）会同建设等部门推进全省天然气上下游直接交易暨管网代输工作，按照“三服务”要求做好企业服务工作，协调解决天然气上下游直接交易暨管网代输相关问题，审核资源方参与试点的主体资格，决定应急状态下实施省级管网统一调度。

❖市发展改革委（能源局）会同建设等部门推进本行政区域内天然气上下游直接交易暨管网代输试点平稳实施，为企业提供指导服务，加强日常监测，确保天然气安全稳定供应、改革平稳有序推进。

❖加强备案管理。资源方、管输方、购买方应将交易气量、交易价格、管输价格等于合同签订二十日内向各市发展改革委（能源局）、建设部门报备。各市发展改革委（能源局）应做好本区域天然气上下游直接交易气量气价以及分行业总用气气量气价的数据统计汇总报备工作。

❖加强应急管理。建立应急保供和资源调度制度，应急状态下，经主管部门同意，由管输方调度网内资源和动用储备资源，按照预案实施有序用气，确保民生用气。涉及管网安全等紧急状况时，管输方可先行处置，并及时报主管部门备案。

试点实施步骤

❖试点准备：4月份组织上下游企业开展试点申报及审核工作。

❖试点实施：4月中旬组织召开天然气上下游直接交易暨管网代输对接会，购买方与资源方、管输方洽谈协商达成购买、代输意向，签订合同。

❖制度建设：制定出台《浙江省管道天然气上下游直接交易暨代输试点规则（试行）》《浙江省天然气管网设施公平开放实施细则（试行）》。

本文来源：浙江发展和改革委员会煤炭油气处

国务院关于支持中国（浙江）自由贸易试验区油气全产业链开放发展若干措施的批复

国函〔2020〕32号

浙江省人民政府、商务部：

你们关于支持中国（浙江）自由贸易试验区（以下简称浙江自贸试验区）油气全产业链开放发展若干措施的请示收悉。现批复如下：

一、同意《关于支持中国（浙江）自由贸易试验区油气全产业链开放发展的若干措施》（以下简称《若干措施》），请认真组织实施。

二、《若干措施》实施要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、四中全会精神，按照党中央、国务院决策部署，坚持稳中求进工作总基调，坚持新发展理念，坚持高质量发展，以供给侧结构性改革为主线，加强改革系统集成、协同高效，推动油气全产业链开放发展，以开放促改革、促发展、促创新，把浙江自贸试验区建设成为新时代改革开放新高地。

三、浙江省人民政府要承担主体责任，细化完善配套政策，落实工作任务，切实履行对油品交易主体和市场运行情况的监督责任，以风险防控为底线，确保各项政策措施落到实处。

四、商务部要会同有关部门加强指导和服务，按照职责分工，积极协调解决浙江自贸试验区发展中遇到的困难和问题，不断提升浙江自贸试验区发展水平。

附件：关于支持中国（浙江）自由贸易试验区油气全产业链开放发展的若干措施

国务院

2020年3月26日

（此件公开发布）

附件

关于支持中国（浙江）自由贸易试验区油气全产业链开放发展的若干措施

建设中国（浙江）自由贸易试验区（以下简称浙江自贸试验区）是党中央、国务院作出的重大决策，是新时代推进改革开放的战略举措。党的十九大报告强调要赋予自贸试验区更大改革自主权。为贯彻落实党中央、国务院决策部署，发挥好自贸试验区改革开放试验田作用，支持浙江自贸试验区围绕战略定位深入开展差别化探索，加强改革系统集成、协同高效，推动油气全产业链开放发展，进一步提高建设质量，制定以下措施：

一、引进油品贸易国际战略投资者

（一）积极整合各种资源，发挥国际知名交易所作用，引入纽约、伦敦、新加坡、迪拜等地经验丰富的交易所作为战略投资者，并引进国际油品贸易商资源。

（二）充分发挥各类企业积极性，招引油品贸易相关的中央企业、地方国有企业、民营企业在浙江自贸试验区集聚。

二、加快推进石化炼化产业转型升级

（三）加快舟山绿色石化基地建设，利用国际先进的化工生产技术，聚焦高端化学品和化工新材料，发展化工下游精深加工产业链。加速油气进口、储运、加工、贸易、交易、服务全产业链发展。

三、进一步完善油气全产业链，打造液化天然气接收中心

（四）支持打造液化天然气（LNG）接收中心，为国内天然气供应提供保障。以国土空间规划及海岸带综合保护与利用规划为空间布局依据，按照全国海洋经济发展“十三五”规划、国家天然气“十三五”规划、全国LNG码头布局规划等规划，开展LNG接收中心功能定位论证和前期研究工作。提升航道管理技术水平，推进LNG罐箱水上运输，提高LNG船舶通航能力。在安全论证基础上，支持并积极开展LNG罐箱多式联运工作。统筹管网规划布局，加强与国家天然气管网体系对接。

（五）支持制定浙江自贸试验区船用LNG加注管理办法和操作规范，试点开展船用LNG加注业务。

四、提升油品流通领域市场化配置能力

（六）支持浙江自贸试验区适度开展成品油出口业务，允许浙江自贸试验区内现有符合条件的炼化一体化企业开展副产的成品油非国营贸易出口先行先试，酌情按年度安排出口数量。

（七）支持浙江自贸试验区搭建成品油内贸分销网络，探索完善成品油流通领域事中事后监管模式。

五、健全船用低硫燃料油供应市场

（八）支持浙江自贸试验区建设船用低硫燃料油生产基地，允许通过保税混兑等方式丰富低硫保税油供给。

（九）创新大宗商品保税混兑政策，制定浙江自贸试验区大宗商品物理混兑贸易管理办法，开展保税状态下油品、铁矿石等大宗商品物理混兑，切实降低企业成本，满足市场需求。

六、支持航运业务创新发展

（十）创新国际船舶供应与保税货物管理业务模式，推行通关便利化改革，提升国际海事服务竞争力。制定浙江自贸试验区国际航行船舶物料供应管理办法。探索对保税仓库内专用于供应国际船舶的保税货物试行“批次进出、集中申报”的出库分送集报模式。允许经主管部门认定的外供企业在相关锚地开展国际船舶供应业务，对其在保税仓库内的食品、船用备件、物料等外供产品，允许在规定时间内集中申报、统一核销。

（十一）支持以舟山江海联运服务中心为载体，充分发挥海、陆、空等多种运输方式组合效应，创新多式联运模式。在有效监管、风险可控的前提下，统筹研究在宁波舟山港实施启运港退税政策的可行性。

七、推动大宗商品期现市场联动发展

（十二）支持浙江自贸试验区与上海期货交易所等国内期货现货交易平台合作，共同建设以油品为主的大宗商品现货交易市场。制定浙江自贸试验区大宗商品现货交易市场管理办法，以“期现合作”为纽带，开展原油、成品油、燃料油等大宗商品现货交易。条件成熟时向铁矿石等大宗商品拓展，并与有对应品种的期货交易所开展合作。

（十三）在风险防范措施完善的前提下，允许境内外行业内企业进入浙江自贸试验区大宗商品现货交易市场开展交易业务。

（十四）建设国际能源贸易与交易平台，促进浙江自贸试验区加快发展国际油气贸易，打造天然气交易平台，做大做强LNG国际贸易。做好与国内已有交易中心衔接，明确战略定位，实现协调发展。

八、提升大宗商品跨境贸易金融服务与监管水平

（十五）支持浙江自贸试验区内银行按照展业原则，探索开展油品贸易跨境人民币结算便利化试点。建立油品贸易跨境人民币结算优质可信企业“白名单”，支持优质可信企业凭支付指令直接办理油品贸易跨境人民币结算，支持参照国际惯例探索开展油品转口贸易跨境人民币结算。

（十六）支持浙江自贸试验区内银行为自贸试验区企业开展高水平的贸易投资便利化跨境人民币结算创新业务。支持浙江自贸试验区内金融机构在宏观审慎框架下为优质可信企业办理本外币跨境融资相关业务；探索开展油品贸易企业本外币结算资金按实际需求进行兑换；探索拓宽油品贸易企业本外币结算资金使用渠道。

（十七）支持浙江自贸试验区与上海自贸试验区联动发展。在浙江自贸试验区探索开展本外币合一账户试点。

（十八）支持浙江自贸试验区内银行对守法经营、信用优良企业开展对外贸易优化服务，保障真实合法贸易资金的结算。

（十九）支持资本项目外汇支付便利化，允许浙江自贸试验区内非投资性外资企业在真实、合规的前提下，按实际投资规模将资本项目外汇收入或结汇所得人民币依法用于境内股权投资。

（二十）积极推进大宗商品贸易人民币结算。支持在浙江自贸试验区开展合格境外有限合伙人（QFLP）试点，允许以人民币进行大宗商品贸易结算的相关国家机构投资者在完成资格审批和外汇资金的监管程序后，将境外资本兑换为人民币资金投资于国内的私募股权投资基金（PE）以及创业投资（VC）市场。

（二十一）加强国家有关部门数据信息共享，在浙江自贸试验区建立企业、银行、政府部门和交易平台之间信息共享的第三方油品仓单公示系统。

（二十二）鼓励保险公司以油气为中心，积极探索有效方式，为油气勘探、炼化、运输、仓储等提供保障。

九、实施有利于油气全产业链发展的财税政策

（二十三）对照国际通行税收政策，探索研究推动油气全产业链发展的政策措施。支持国际船舶供油业务发展和石油、天然气仓储项目建设，研究对船用低硫燃料油从燃料油中作技术区分并提高出口退税率。

十、加强信息互联互通

（二十四）依托浙江国际贸易“单一窗口”，实现涉海、涉港、涉船监管数据共享，推动舟山江海联运服务中心信息平台与浙江国际贸易“单一窗口”信息交换共享。

（二十五）构建国际海事服务网络电子商务平台，推动北斗系统应用，建设跨境电子商务线上综合服务平台，打造海事服务互联网生态圈。

十一、加强海洋生态文明建设

（二十六）以质量改善为目标、以风险防控为底线，切实加强海洋生态环境保护。把海洋生态文明建设纳入海洋开发总布局之中，坚持开发和保护并重、污染防治和生态修复并举，积极探索自贸试验区海洋绿色发展新模式，建立健全油气产业环境治理体系，提升溢油环境风险防范和应急处置等环境治理能力。加强海洋渔业资源保护，实现健康可持续发展。

十二、切实做好组织实施

坚持和加强党对改革开放的领导，把党的领导贯穿于自贸试验区建设的全过程。强化风险意识，完善风险防控和处置机制，加强消防安全保障能力建设，全面提升各类事故应急处置能力，实现区域稳定安全高效运行，牢牢守住不发生系统性风险的底线。浙江省、各有关部门要高度重视、密切协作，在国务院自由贸易试验区工作部际联席会议统筹协调下，抓好任务落实，不断提升浙江自贸试验区发展水平。浙江省要把握基本定位，强化使命担当，贯彻新发展理念，切实履行对油品交易主体和市场运行情况的监督责任，精心组织实施，推动工作取得实效。各有关部门要加强指导和服务，及时制定相关实施细则，下放相关管理权限，积极协调指导浙江自贸试验区解决发展中遇到的问题。需调整有关行政法规、国务院文件和部门规章规定的，要按法定程序办理。重大事项及时向党中央、国务院请示报告。

本文来源：中国政府网

2020年1月20日，浙江省发展和改革委员会和能源局联合印发《2020年浙江省能源领域体制改革工作要点》（以下简称“要点”）。在天然气改革领域的，浙江省明确提出，进一步开放LNG接收站建设市场，稳妥推进管网独立、管输和销售分离改革，以及推动城镇燃气扁平化和规模化改革。此次改革内容顺应目前“管住中间，放开两头”的改革思路。但在实际操作层面，存在较多不确定性，仍需等待后续具体改革措施出台。

打造LNG登陆中心 加剧上游市场竞争

要点明确指出，创新LNG登陆中心建设和运行体制，进一步开放LNG接收站建设市场。自2018年10月，浙江提出打造LNG全国登陆中心后，浙江省内LNG接收站的建设正如火如荼的进行。

位于浙江省东北部的舟山和宁波，具有得天独厚的优质深水港资源，加上自由贸易区的政策红利，近年来，各类资本抢滩进入，LNG接收站建设方面取得了长足的进展。2019年9月，浙江省发展和改革委员会已经正式出台《宁波舟山LNG登陆中心建设发展规划》（以下简称“规划”）。

在舟山港，规划明确提出，到2025年，六横、白泉、衢山片区将分别形成600万吨/年、500万吨/年、300万吨/年的接卸能力。

在六横片区，2019年5月，浙能集团和深圳燃气共同投资六横LNG接收站。一期工程计划建设一座26.6万立方米LNG船舶泊位和3座20万立方米的储罐，形成500万吨/年的接卸能力。根据最新消息，该项目计划于今年年底前获得土地使用权并完成项目核准，于2021年初开工建设。

此外，2019年10月，在第三届世界油商大会上，中石化与六横区管委会签署了LNG综合利用项目战略合作框架协议。根据协议，中石化将在六横建设一座LNG接收站，计划接卸能力为1500万吨/年。

在白泉片区，新奥舟山LNG接收站二期扩建项目已于2018年11月底通过浙江省发改委的核准，目前正在全力推进。二期扩建项目将新建2座16万立方米的储罐，新增200万吨/年的接卸能力。项目预计于2021年全面建成，届时新奥舟山LNG接收站的接卸能力将达到500万吨/年。

在宁波市，中海油宁波LNG接收站二期工程项目已于2018年6月开工，2019年6月进入罐顶和罐内安装施工作业阶段，预计于2020年10月底完工。据悉，二期工程将新增3座16万方的储罐，项目完成后，该接收站的总设计接卸能力将超过600万吨/年。

位于浙江省东南部的温州市，浙能温州LNG接收站项目已于2018年9月开工建设。该接收站是浙能集团控股的首个LNG接收站，中国石化、温州大小门岛投资开发有限公司参股。项目一期工程将建设一座8-26.6万立方米LNG船舶泊位，4座20万立方米的LNG储罐。一期设计接卸能力为300万吨/年，计划于2021年建成投产，2025年达产。

图表1：浙江省LNG接收站项目规划进展

来源：根据公开资料整理

浙江省本身具备较为丰富的管道气资源：陆上方面，北有西气东输一线和川气东送管线，南有西气东输二线；海上方面，东北部临近东海气田，东南部有丽水36-1气田。LNG接收站的加速建设，将给浙江带来更为充足的LNG资源。这将对现有的管道气资源产生冲击，进一步加剧浙江省天然气上游市场的竞争。

值得注意的是，2019年11月，国家发改委已将各省区天然气门站价格从中央定价目录中删除。虽然实操层面还未发生实质性改变，但此举向市场释放出了强烈的信号,未来中国将进一步推进天然气价格市场化改革。随着改革的推进，浙江省在上游领域拥有的多气源优势，将有助于推动上下游价格联动机制的建立，助力终端用气成本的降低。

打破统购统销模式 管网去向仍存变数

在此次要点中，省级管网的改革内容备受关注。要点指出，重组合并浙江浙能天然气管网有限公司和浙江省天然气开发有限公司。

浙江省天然气开发有限公司（“北网”），由浙能集团、中石化和中海油出资组建。公司集购输销业务于一身，一方面负责浙江省内天然气的采购和销售业务，另一方面负责浙江北部天然气管道，如杭甬线、杭嘉线的投资、建设和运营。

浙江浙能天然气管网公司（“南网”），是浙能集团的全资子公司。公司主要负责浙江南部经济相对落后地区天然气管道的建设和运营，如金丽温输气管道及其配套项目金衢段输气管道。近几年，公司还承担了省内“县县通”工程和管道互联互通工作。从主营业务上来说，该公司更像是真正意义上的管道公司。

此次改革，看似是将两家公司进行合并重组。但是，据业内人士透露，由于两家公司最终的控股方均为浙能集团，在过去的实际操作中，两家公司已是在一个管理体系下经营和运作。

而此次合并重组更深层次的目的在于，应对国家管网公司成立对浙江在省级管网控制权方面带来的挑战。在“北网”公司中，中海油和中石化各占30%的股份，而由于国家管网公司至今仍未正式公布资产划转的范围，其是否会被划入国家管网公司亦未可知，浙江省级管网的归属存在较大变数。有业内人士指出，此次浙江省提出“制定省管网公司以市场化方式融入国家石油天然气管网公司的方案”更多的是主动出击。下一步，省级管网是否划入国家管网、以何种方式划入，仍需等待国家管网公司下一步工作的进展。

此次要点还指出，要打破省级管网统购统销模式，实行管输和销售业务分离。作为“统购统销”模式的代表省份，此次浙江提出将销售与管输业务分离，使管网仅保留输送业务，顺应了目前改革的方向。而对浙江来说，如果最终保留了省级管网的控制权，真正的考验或许在于，管输与销售业务分离后，管输费如何厘定。

与其他采取“统购统销”模式的省份相比，浙江较具特色的是采用了“同网同价“的定价模式，即管输费用由政府统一定价，与目标市场距气源地的远近不成正比。浙江省认为，由于省内“四面来气”的特点，各路气源混入管网后，气源质量、进气成本等难以区分，加之省管网呈环形状，目标市场到气源地的距离难以厘定，因此，采取了统一定价的办法。

在以往“统购统销”的模式下，浙江省管网负责统一从上游采购，统一运输并销售至下游终端用户，采购成本与销售收入均为其利润的一部分，对管输费用统一定价，似乎有其合理性。但在放弃“统购统销”模式后，对于省级管网来说，采购成本与销售收入将不作为利润的组成部分，其利润仅与管输业务相关，统一定价的模式将不合时宜。要想真正实现省级管网对所有市场主体公平开放，制定市场化的管输费率势在必行。

但是，在经历了十余年的“同网同价”后，市场化费率的推行似乎并没有想象中的容易。如何综合考虑上游气源质量和进气成本，中游管输距离和运维成本，下游市场购买力水平和用户类型，在推行市场化的同时，保证政策的平稳过度，将考验着浙江政府的智慧。

以扁平和规模化为导向 全面推进城燃市场改革

在下游城燃市场，要点指出，要全面推进城镇燃气扁平化和规模化改革。虽然浙江已经实现全省一张网，但在城燃市场上，仍存在大大小小众多的城燃企业，他们各自占据区域市场，气源从省级管网到终端用户的过程中，仍需要经过层层的关卡。

公开资料显示，在浙江城燃市场上，占有市场份额最大的是浙能集团城市燃气有限公司，公司下属20余家公司，经营区域覆盖浙江全省。四大城燃巨头中，新奥集团、中国燃气，华润燃气在浙江均设有分公司，实力相当。在地方民营资本中，实力较强的金帝联合能源股份有限公司，经营范围集中在浙江北部，如绍兴、衢州、杭州等地，而如嘉兴市燃气集团股份有限公司这类资本实力更弱的城燃公司，则专注于单一城市的燃气市场。

城燃市场扁平化、规模化改革目的在于，通过减少配气的层级，降低中间输配气成本，最终让利于终端用户。扁平化、规模化的改革思路势必将加速浙江省内城燃行业的整合步伐，行业集中度将进一步提升。但必须警惕的是，推动城燃行业扁平化和规模化的改革，或将加速区域内的并购步伐，导致一些企业的市场份额进一步扩大，致使区域市场上出现新的垄断势力，降低配气价格的可比性，这将与市场化的改革思路背道而驰。

值得注意的是，有业内人士指出，此次浙江省全力推进下游城燃市场的改革，与此前中石油强势进军城燃市场的思路有异曲同工之意。目前，我国城市燃气的配气价格仍由各省核准确定，地方政府具有较强的主导权。在省管网控制权归属尚不明朗的局面下，浙江此时发力城燃市场，对其重点培育，或有主动在终端市场上抢夺更多的话语权之意。下一步，浙江将如何推进城燃市场的改革，还需等待具体行动方案的出台。

本文来源：新华能源智囊

本文作者：裴紫叶 新华社经济分析师

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