一、天然气取暖现状

（一）全省天然气取暖现状

目前，我省天然气取暖方式主要为燃气锅炉房和分户式燃气壁挂炉。据统计，我省2017年冬季供暖期用气量46.23亿立方米，约占全省天然气消费量50%。2016年全省天然气供暖面积为34411万平方米，占全省取暖面积37.3%，其中关中地区27654.4万平方米，约占全省天然气取暖面积的80.4%。

关中地区2017年冬季供暖期间用气量26.13亿立方米，占关中地区天然气消费量593%。其中燃气锅炉房用气量14.11亿立方米，占比54%，分户式燃气壁挂炉用气量12.02亿立方米，占比46%。

（二）存在主要问题

一是用气结构不平衡。我省城市燃气消费约占70%以上，季节性用气特征明显，冬季采暖期用气需求量大，用气峰谷差达4∶1，局部地区高达6∶1。由于工业用户用气规模较小，调节空间有限，由于用气极不均衡，冬季高峰期供需矛盾突出。

二是储气调峰设施滞后。目前，我省已建成设施拥有储气能力共5170万方，省属管网可利用管存储备能力最大1500万，不具备季节性调峰能力。各地储气调峰设施建设明显滞后，仅有部分城市建成少量储气设施，与国家要求的应急储气能力有很大差距。

三是管网设施不完善。目前我省长输管网基本覆盖了主要市区，但仍有28个县未通达管道气，全省城市管网覆盖范围小，管道供气多数只通达主城区，大部分乡镇仍未实现管道气化。农村天然气管网设施建设相对滞后，仅有少数临近城市的农村用上天然气。

四是气源供应保障单一。目前我省虽已形成多气源点供给，但全省供气仍以中石油长庆气田为主，约占全省供应量90%以上。随着陕北进入稳产期，加之要确保首都等地供气，冬季增供我省气量和保障全省“煤改气”需求有一定难度，亟需进一步拓展气源，增加供应渠道，提升资源保障能力。

五是天然气供暖价格偏高。由于天然气供暖气价属非居民用气范畴，虽然我省在城市管网输配费执行居民价格，大幅降低了天然气供热成本，但相对于煤炭供暖，天然气供暖成本仍较高，在现有价格体系下，一定程度制约了清洁供暖推广。

二、清洁取暖主要目标

（一）总体要求

认真贯彻落实国家北方地区冬季清洁取暖和我省“铁腕治霾”工作要求，按照“先立后破”原则，有序我省推进“煤改气”实施，各级政府要在落实气源前提下，根据供气协议制定“煤改气”实施方案和年度计划，供用气双方严格签订并履行“煤改气”协议，明确冬季高峰期增供气量，确保安全平稳用气，防止出现气荒。

（二）主要目标

结合我省资源供应保障能力，按照“宜气则气”“宜电则电”原则，有计划分步骤实施推进燃煤集中供热热源点清洁化改造，按照从小到大，用三年时间完成73个热源点改造工程。对西安市实施先行先改，并以西安为中心逐步向周边区域扩散延伸。2020年底前全部完成改造工程。

2018年西安市完成热源点改造任务的50%，即对36个（含西咸新区3个）中的18个燃煤集中供热点先行改造，改造完成后年可替代燃煤400万吨左右，年新增用气量约9亿方左右。2019年对西安、咸阳、杨凌23个燃煤热源点实施改造，其中西安9个（含西咸新区），完成改造任务的75%，对咸阳12个、杨凌2个燃煤热源点全部实施改造，完成后年替代燃煤近400万吨左右，新增年用气量约11亿方左右。2020年对关中其余热源点项目实施改造，改造完成后年可替代燃煤近400万吨左右，新增年用气量约13亿方左右。

三、气源、管网及储气调峰设施建设

（一）气源保障

据测算，如对关中73个热源点全部实施天然气改造，冬季需新增33亿方天然气。为切实做好气源保障工作，一是加大常规气勘探开发力度。强化靖边、延安、榆神等气田精细勘探开发，实现储量、产量稳步增加。统筹资源、环境、经济效益等因素，最大限度地利用好常规气资源。科学持续推进老气区、新气田和新层系的开采工作，合理制订产能目标，延长气田开发寿命，加快推进镇巴区块天然气勘探进程，力争取得实质性突破。二是提升非常规气产能产量。围绕致密砂岩气，加快陕北地区勘探开发力度，实现储量和产量同步增长；加大韩城、吴堡、彬长等区块煤层气勘探开发力度，实现煤层气储量突破和产量增长；强化延安地区延长探区陆相页岩气勘探开发关键技术攻关，优选3-5个有利区块，建成1-2个页岩气开采的先导试验区。三是适时布局煤制气项目。落实国家煤炭深加工“十三五”规划项目，充分利用我省煤炭资源优势，尽快在榆林布局40亿方/年的煤制气项目。

力争到2021年采暖期，中石油向我省供气量达到75亿立方米，延长石油集团供气量达到35亿立方米，通过积极拓展气源供应渠道，力争总供气量达到120亿立方米/年。

（二）天然气长输管网

一是大力支持西气东输三线、新粤浙（煤制气）、鄂安沧等国家级输气管道建设，力争在陕新增管道里程1000公里，新增输气能力约900亿方，提升资源保障能力。二是加快省级输气管道建设。2018年开工建设铜川至白水至潼关、留坝至凤县、商洛至山阳等输气管道，大力推进管网互联互通，实现不同资源互为补充，提升安全供气保障水平。2020年建成西安至安康输气管道，新增安康地区供气能力10亿方/年，提升陕南地区资源供应保障能力。适时开工建设陕北至西安输气管道，提升关中输气保障能力；适时开工建设天水至宝鸡输气管道，新增中石油中贵联络线管道资源下载量20亿方/年。力争2021年前建成普光至西乡等输气管道，新增输气能力60亿方，实现中石化通南巴气田和镇巴气田资源利用。三是完善地市支线管网。加快管网互联互通工程，推进在国家西气东输一线、二线、三线及省属输气管道连通工程，力争过境管道资源下载增量达30亿方以上；规划建设县县通输气管道14条，2021年前完成剩余28个尚未通达管道气的县城管道气化；加快工业园区、集中供热等大用户供气专线建设，提升重点用户供气安全保障能力。

（三）储气调峰设施

地下储气库项目。规划建设陕43储气库，该项目位于靖边气田中西部位置，设计库容208亿方，设计工作气量81亿方，平均产气规模580万方/天，规划2020年实现初步投产。

省级储气调峰项目。扩建杨凌LNG储气调峰项目，新建1座5万方LNG储罐，储气能力3000万方，力争2019年建成。新建西安LNG储气调峰项目，分期建设5万方和16万方LNG储罐，储气能力达到126亿方，气化能力2100万方，力争2020年前建成5万方LNG储罐，适时开工建设二期。

各市（区）、县及重点镇储气调峰项目。按照国家关于储气调峰设施规模的有关要求，各市中心城区、县城及重点镇加快城市应急储备调峰站建设，确保2020年前完成项目建设。

（四）天然气分布式能源项目

2019年建成西安国家民用航天产业基地分布式能源项目1套联合循环机组，新增供暖面积90万平方米，年用气量0.5亿方。2020年建成第2套联合循环机组，新增供暖面积90万平方米，年用气量0.5亿方。

2019年建成咸阳新兴纺织工业园分布式能源站项目1套联合循环机组，供热能力75万吉焦，年用气量0.56亿方。2020年建成第2套联合循环机组，供热能力75万吉焦，年用气量0.56亿方。

2020年建成西安国际港务区（生态区）分布式能源站项目1套联合循环机组，新增供暖面积90万平方米，年用气量0.5亿方。2021年建成第2套联合循环机组，新增供暖面积90万平方米，年用气量0.5亿方。

2021年前建成咸阳机场T5航站楼分布式能源项目，年用气量0.24亿方。

四、保障措施和政策支持

（一）落实责任分工

省发改委（能源局）按照气源落实情况制定省级“煤改气”气源保障方案，明确目标任务，保障“煤改气”工作顺利实施。

各地市政府是实施“煤改气”工作的责任主体，要根据本方案内容，结合实际科学制定本地区清洁采暖“煤改气”实施方案，统筹安排，分步实施，确保“煤改气”高效有序开展。

企业是实施“煤改气”工作和供气保障项目建设的落实主体。长庆油田、延长石油集团等上游企业要加强资源勘探开发力度，保障在陕天然气资源生产稳步增长。中石油要加大韩城等地煤层气开采力度，满足当地用气需求。省燃气集团要加快储气调峰设施和长输管网建设，确保能够满足全省供气需求。要积极开展海外LNG贸易，拓展我省资源供应渠道。

城市燃气企业要做好居民供气工作和应急储气设施建设，加强城乡结合处和入村气化步伐，保障安全平稳供气。各级供气企业要及时将气源保障任务分解落实，组织编制企业保障方案。

（二）加快天然气基础设施建设

加快推动省属管网与国家及周边省份天然气管道互联互通，实现不同资源互输互补，最大发挥管道输气效能，提升资源供应保障能力和水平。积极推动已纳入规划的长输管道和LNG储气调峰设施加快建设，加快推动城市周边、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。鼓励陕北具备扩建条件的LNG工厂增建储罐，扩建增压、气化设施，发挥储气调峰功能。各部门、各地方要引导并积极支持天然气储气调峰项目加快建设。

（三）进一步落实储气调峰责任

切实落实供用气双方权责，供用气双方要在天然气购销合同中明确约定日调峰供气量和各自责任。按照“县级以上地方政府在2018年底前至少形成不低于保障本行政区域3天需求量的应急储气能力”，“不可中断大用户和城燃企业应具备5%的储气能力”的要求，将储气调峰设施建设纳入各市考核，夯实各市储气调峰责任，确保各市2018年底建成保障本区域高峰期3天需求量的应急储气能力，到2020年，天然气销售企业应当拥有不低于其年合同销售量10%的工作气量，不可中断大用户和城燃企业应具备5%的储气能力。积极构建储气调峰辅助服务市场机制，鼓励自建、合建或租赁第三方储气设施，鼓励各类投资主体投资建设地下储气库、大型LNG储气调峰设施建设，各地在项目用地、手续办理、税收减免等方面予以支持，尽快形成季节性储气调峰能力。

（四）加快推进天然气市场化改革

按照“管住中间、放开两头”思路，逐步有序放开上游企业气源门站价。建立完善上下游价格联动机制，鼓励用气企业与上游供气企业直接签订购销合同，通过交易平台确定或协商确定购气价格，利用市场价格优化资源配置，化解供需矛盾。进一步减少供气中间环节，降低用气成本。主干管网可以实现供气的区域和用户，不得以统购统销或统一代输等名义，增设供气输配环节，提高供气成本。取消无实质性管网投入或不需要提供输配服务的加价。各地对天然气管道项目建设要认真论证，防止增设不必要中间环节。积极探索建立用户自主选择资源和供气路径的机制。各地应加强统筹协调给予支持，以减少供气层级，降低用气成本。

（五）加大清洁取暖政策支持力度

充分利用各类资金渠道，加大对清洁取暖“煤改气”的支持力度。鼓励地方政府因地制宜配套财政支持，推进清洁取暖“煤改气”项目发展。鼓励银行业金融机构依法合规对符合信贷条件的清洁取暖气源项目和“煤改气”项目给予信贷支持。支持地方政府、金融机构、企业等创新合作机制和投融资模式，创新和灵活运用多种金融工具，加大对清洁取暖“煤改气”领域的融资支持。对于支持清洁取暖项目的企业所造成的亏损，在业绩考核中予以适当考虑。

（六）加强天然气市场监管

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