主要存在的问题及查处法律适用汇总
一、主要法律法规及规范性文件
【法律】中华人民共和国价格法
【法律】中华人民共和国反垄断法
【法规】价格违法行为行政处罚规定
【法规】优化营商环境条例
【法规性文件】中共中央办公厅、国务院办公厅关于转发财政部《关于治理乱收费的规定》的通知
【法规性文件】中共中央国务院关于治理向企业乱收费、乱罚款和各种摊派等问题的决定
【法规性文件】国务院办公厅关于规范国有土地使用权出让收支管理的通知
【法规性文件】国务院办公厅关于进一步加强 涉企收费管理减轻企业负担的通知
【规范性文件】关于清理规范城镇供水供电供气供暖行业收费促进行业高质量发展意见的通知
【规章】明码标价和禁止价格欺诈规定
【规章】基础设施和公用事业特许经营管理办法
【国家政策】《中央定价目录》（2020）
【省级政策】关于印发《湖南省定价目录》的通知
【国家政策】政府定价的经营服务性收费目录清单（2023版）
二、供水类
【规章】水利工程供水价格管理办法
【规范性文件】国家发展改革委关于做好城市供水价格管理工作有关问题的通知
【规范性文件】国家发展和改革委员会印发《关于做好城市供水价格调整成本公开试点工作的指导意见》和《城市供水定价成本监审办法(试行)》的通知
【规范性文件】国家发展改革委关于加快建立完善城镇居民用水阶梯价格制度的指导意见
【规范性文件】关于加强和改进城镇居民二次供水设施建设与管理确保水质安全的通知
【规范性文件】关于加快建立健全城镇非居民用水超定额累进加价制度的指导意见
三、供电类
【法律】中华人民共和国电力法
【法规】电力供应与使用条例
【地方性法规】湖南省电力设施保护和供用电秩序维护条例
【地方性法规】湖南省市政公用事业特许经营条例
【规章】供电营业规则
【规范性文件】湖南省进一步优化用电报装及电力接入工程审批实施办法
【规范性文件】国家发展改革委关于降低一般工商业电价有关事项的通知
【规范性文件】国家发展改革委关于降低一般工商业电价有关事项的通知
【规范性文件】国家发展改革委关于降低一般工商业电价有关事项的通知
【规范性文件】关于电力行业增值税税率调整相应降低一般工商业电价的通知
【规范性文件】关于清理规范电网和转供电环节收费有关事项的通知
【规范性文件】国家发展改革委关于利用扩大跨省区电力交易规模等措施降低一般工商业电价有关事项的通知
【规范性文件】国家发展改革委办公厅关于切实做好清理规范转供电环节加价工作有关事项的通知
【规范性文件】湖南省发展和改革委员会关于降低我省一般工商业电价有关问题的通知
【规范性文件】国家发展改革委关于电网企业增值税税率调整相应降低一般工商业电价的通知
【规范性文件】国家发展改革委关于降低一般工商业电价的通知
【规范性文件】国家发展改革委办公厅关于疫情防控期间采取支持性两部制电价政策降低企业用电成本的通知
【规范性文件】国家发展改革委关于阶段性降低企业用电成本支持企业复工复产的通知
【规范性文件】国家发展改革委关于延长阶段性降低企业用电成本政策的通知
四、供气类
【规范性文件】国务院关于促进天然气协调稳定发展的若干意见
【规范性文件】国家发展改革委关于调整天然气价格的通知
【规范性文件】《国家发展改革委关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》（发改价格〔2016〕1859号）
【规范性文件】《国家发展改革委关于印发〈天然气管道运输价格管理办法（试行）〉和〈天然气管道运输定价成本监审办法（试行）〉的通知》（发改价格规〔2016〕2142号）
【规范性文件】《国家发展改革委关于推进化肥用气价格市场化改革的通知》（发改价格〔2016〕2350号）
【规范性文件】《国家发展改革委关于福建省天然气门站价格政策有关事项的通知》（发改价格〔2016〕2387号）
【规范性文件】《关于清理规范一批行政事业型收费有关政策的通知》（财税〔2017〕20号）
【规范性文件】《质检总局关于贯彻落实取消或停征4项行政事业性收费决定的通知》（国质检财函〔2017〕140号）
【规范性文件】《国家发展改革委印发〈关于加强配气价格监管的指导意见〉的通知》（发改价格〔2017〕1171号）
【规范性文件】《国家发展改革委关于印发北方地区清洁供暖价格政策意见的通知》（发改价格〔2017〕1684号）
【规范性文件】《国家发展改革委关于理顺居民用气门站价格的通知》（发改价格规〔2018〕794号）
【规范性文件】《国家发展改革委关于调整天然气基准门站价格的通知》（发改价格〔2019〕562号）
【规范性文件】《国家发展改革委住房和城乡建设部市场监管总局关于规范城镇燃气工程安装收费的指导意见》（发改价格〔2019〕1131号）
【规范性文件】《国家发展改革委关于中俄东线天然气管道工程北段管道运输试行价格的批复》（发改价格〔2020〕297号）
【规范性文件】《国家发展改革委关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》（发改价格〔2020〕567号）
【规范性文件】《国家发展改革委关于关于加强天然气输配价格监管的通知（发改价格〔2020〕1044号）
【规范性文件】《国家发展改革委关于调整天然气跨省管道运输价格的通知》（发改价格〔2019〕561号）
【国家标准】《燃气工程项目规范》(GB55009-2021)
【规范性文件】关于进一步规范燃气工程安装收费的通知
供气行业收费领域
一、调查对象选取
本次交叉检查的对象主要为供气企业及其所属或委托的安装工程公司。检查组要通过国务院“互联网+督查”平台、“我向总理说句话”、12315投诉举报平台等渠道广泛搜集线索。对于具体的违规收费线索，要一并列入检查名单。完成对供气企业的检查任务后，在时间充足的情况下，也可对供气行业主管部门（委托供气企业）收取的涉气行政事业性收费（如住宅气源发展费等）开展检查。检查组要在本手册的基础上，结合各省出台的供气价格收费政策，对该行业涉及的相关政策规定进行分析研判。
检查组进点之前，由属地市场监管部门与发展改革部门及各行业主管部门联系，由发展改革部门及各行业主管部门提供相关政策依据，重点内容包括现行有效的供气价格收费政策文件，供检查组参考。
本次要选择1家供气企业、1家供气企业所属或委托的安装工程公司、1家转供气企业进行检查。重点依据《国务院办公厅转发国家发展改革委等部门关于清理规范城镇供水供电供气供暖行业收费促进行业高质量发展意见的通知》（国办函〔2020〕129号）有关要求，关注相关企业收费行为。
二、现场调查组织
检查组一般主要由4-5人组成，各组组长负责全面工作，与被查单位授权人员沟通协调，了解基本情况和总体收入情况。各组组员要明确职责分工，有负责列明提供材料清单，搜集所有基本资料整理案卷的；有现场制作《询问笔录》的；有针对财务账簿开展现场检查的；有针对收费合同、协议进行梳理判断。组员要由组长统一指挥协调，打出“组合拳”、形成“一盘棋”，力争在短时间内针对重点问题有所突破。
三、调查实施步骤
1.进点前。要充分了解被查单位的基本信息和收费情况，多方搜集反映的违规收费线索，综合各方面信息，提前做出预判，带着问题进点，做好检查前的任务分工和取证重点工作。由属地市场监管部门与被查单位取得联系，预约进点时间和人员安排。
2.进点后。要按照程序要求出示执法证件和检查文书，说明来意，请被查单位授权人员介绍基本情况和收费情况。然后组长进行任务分工，各负其责，并加强相互之间的沟通联系，形成合力。
3.取证工作。要注意证据的有效性、合法性和可印证性，交叉检查时间短、任务重，尽量多提取有效证据，可以在被查单位确认后提取电子证据，节省提证时间。可以选择与部分收费对象单位电话联系或者进行外调，掌握整体收费过程及行为细节，形成闭环，作出更加精准的判断。
4.反馈情况。经过综合调查及分析研判形成的初步调查结论，要与被查单位进行交流沟通，充分听取其意见，并在调查终结报告中载明。调查终结报告要经检查组长审定后，报送总局。
四、重点调查内容
1.被查单位的基本资料。包括营业执照（三证合一）、法人代表身份证件，授权人身份证件，基本情况介绍等。
2.财务数据。包括2019年1月1日以来的收费账簿，根据检查组需要提供记账凭证、收费发票原件、相关的收费协议、合同、业务档案、服务档案等。
3.收费公示工作。被查单位是否在营业场所显著位置、官方网站首页等对收费项目、收费标准、收费依据、服务内容等进行收费公示、与缴费单位的协议中是否约定了具体收费标准。
4.执行政府定价、政府指导价的收费项目。对被查单位收取的执行政府定价、政府指导价的收费项目，查看发展改革部门的收费依据文件，对标准进行比对。
5.执行市场调节价的收费项目。查看被查单位与缴费单位的合同、协议，了解是否存在强制服务并收费、只收费不服务或少服务等问题。
五、提供材料清单
1.被查单位配合检查工作的联系人及联系方式；
2.被查单位的营业执照（三证合一）、法定代表人（或负责人）的身份证复印件，被授权人的身份证复印件，被查单位整体介绍材料、组织架构明细及下属单位职权范围相关内容及文件等；
3.2019年1月1日以来的财务账簿，包括总账、分类账明细账、现金账、银行存款账等，及科目余额表、记账凭证、收费发票原件、上一年度审计报告等；
4.被查单位的收费明细表，包括缴费单位、时间、收费项目名称、收费金额等；属于执行政府定价、政府指导价的收费项目的，要提供收费依据文件；
5.与收费对象签订的收费协议或合同；
6.为收费对象提供服务的业务档案、服务档案等；
7.收费业务所涉及的行政机关有关政策文件规定，包括法律、法规、国务院决定、部门规章、规范性文件等资料；
8.在营业场所、官方网站、合同协议中是否明确具体收费项目和标准；
9.在检查过程中，随时调阅其他所需资料。
六、涉嫌违法行为
1.燃气企业及其所属或委托的安装工程公司收取本应通过配气价格回收成本的收费项目，包括：涉及建筑区划红线外市政管网资产的增压费、增容费等类似名目费用；涉及市政管网至建筑区划红线连接的接驳费、开通费、接线费、切线费、吹扫费、放散费等建设及验收接入环节费用；涉及建筑区划红线内至燃气表的设施维修维护、到期表具更换等费用；
2.燃气企业及其所属或委托的安装工程公司继续收取与建筑区划红线内燃气工程安装不相关或已纳入工程安装成本的收费项目，包括开口费、开户费、接口费、接入费、入网费、清管费、通气费、点火费等类似名目费用；
3.在城镇规划建设用地范围内，除法律法规和相关政策另有规定外，向用户直接收取或转嫁建筑区划红线外发生费用的行为；
4.对供气计量装置强制检定收费的行为；
5.自愿委托相关机构对计量装置进行检定的，检定费用应由委托方支付，对计量装置经检定确有问题的，仍向用户收取检定费用的行为；
6.向用户收取供气计量装置费用的行为（委托施工的除外）；
7.建筑区划红线内供气管网的建设安装、更新改造、维修维护等费用已由政府承担，又向用户重复收取的行为；
8.新建商品房、保障性住房等建筑区划红线内供气管线及配套设备设施的建设安装费用，已统一纳入房屋开发建设成本，另外向买受人收取的行为；
9.燃气企业对燃气表后至燃具前，为排除安全隐患而开展的上门服务、安全检查、设施修理、材料更换等服务，向用户收取费用的行为；
10.对供气企业暂未直抄到户的终端用户，对具备表计条件的终端用户，转供气企业未执行政府规定的销售价格的行为；对不具备表计条件的终端用户，转供气企业在燃气费用之外，以燃气费为基数加收服务类费用的行为；
11.燃气企业及其所属或委托的安装工程公司利用市场优势地位强制或变相强制服务并收费、捆绑收费的行为；
12.燃气企业不执行政府定价或政府指导价销售天然气的行为；
13.捆绑收费、强制或变相强制服务并收费的行为；
14.未明码标价的行为；
15.其他价格违法行为。
《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）
各省、自治区、直辖市人民政府，国务院各部委、各直属机构：
天然气是优质高效、绿色清洁的低碳能源。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。
一、总体要求
（一）指导思想。
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。
（二）基本原则。
产供储销，协调发展。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。立足资源供应实际，统筹谋划推进天然气有序利用。
规划统筹，市场主导。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。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。
有序施策，保障民生。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。“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。落实各方责任，强化监管问责，确保民生用气稳定供应。
二、加强产供储销体系建设，促进天然气供需动态平衡
（三）加大国内勘探开发力度。深化油气勘查开采管理体制改革，尽快出台相关细则。（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）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。建立完善油气地质资料公开和共享机制。（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）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。（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）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。（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）
（四）健全天然气多元化海外供应体系。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。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。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。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。（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）
（五）构建多层次储备体系。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。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。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。（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。（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）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。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。（国家发展改革委、自然资源部、国家能源局按职责分工负责）按照新的储气能力要求，修订《城镇燃气设计规范》。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。（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）
（六）强化天然气基础设施建设与互联互通。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。（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）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。（自然资源部负责）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。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。（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）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。（交通运输部、国家铁路局负责）
三、深化天然气领域改革，建立健全协调稳定发展体制机制
（七）建立天然气供需预测预警机制。加强政府和企业层面对国际天然气市场的监测和预判。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。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。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。（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）
（八）建立天然气发展综合协调机制。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。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。“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。（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）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。（国家发展改革委、国家能源局负责）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。（国家发展改革委、国家能源局负责）
（九）建立健全天然气需求侧管理和调峰机制。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）
（十）建立完善天然气供应保障应急体系。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。（煤电油气运保障工作部际协调机制成员单位负责）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。（地方各级人民政府负责）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）
（十一）理顺天然气价格机制。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。（财政部负责）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。（住房城乡建设部、国家发展改革委负责）
（十二）强化天然气全产业链安全运行机制。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）
国务院
2018年8月30日
《国家发展改革委关于调整天然气价格的通知》（发改价格〔2013〕1246号）
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、物价局，中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司：
根据深化资源性产品价格改革的总体要求，为逐步理顺天然气价格，保障天然气市场供应、促进节能减排，提高资源利用效率，我委会同有关部门在总结广东、广西天然气价格形成机制试点改革经验基础上，研究提出了天然气价格调整方案。现就有关事项通知如下：
一、天然气价格调整的基本思路和范围
（一）基本思路。按照市场化取向，建立起反映市场供求和资源稀缺程度的与可替代能源价格挂钩的动态调整机制，逐步理顺天然气与可替代能源比价关系，为最终实现天然气价格完全市场化奠定基础。
为尽快建立新的天然气定价机制，同时减少对下游现有用户影响，平稳推出价格调整方案，区分存量气和增量气，增量气价格一步调整到与燃料油、液化石油气（权重分别为60%和40%）等可替代能源保持合理比价的水平；存量气价格分步调整，力争“十二五”末调整到位。
（二）适用范围。天然气价格管理由出厂环节调整为门站环节，门站价格为政府指导价，实行最高上限价格管理，供需双方可在国家规定的最高上限价格范围内协商确定具体价格。门站价格适用于国产陆上天然气、进口管道天然气。页岩气、煤层气、煤制气出厂价格，以及液化天然气气源价格放开，由供需双方协商确定，需进入长输管道混合输送并一起销售的（即运输企业和销售企业为同一市场主体），执行统一门站价格；进入长输管道混合输送但单独销售的，气源价格由供需双方协商确定，并按国家规定的管道运输价格向管道运输企业支付运输费用。
二、天然气价格调整的具体安排
（一）增量气门站价格按照广东、广西试点方案中的计价办法，一步调整到2012年下半年以来可替代能源价格85%的水平，并不再按用途进行分类。广东、广西增量气实际门站价格暂按试点方案执行。
（二）存量气门站价格适当提高。其中，化肥用气在现行门站价格基础上实际提价幅度最高不超过每千立方米250元；其他用户用气在现行门站价格基础上实际提价幅度最高不超过每千立方米400元。
（三）居民用气价格不作调整。存量气和增量气中居民用气门站价格此次均不作调整。2013年新增用气城市居民用气价格按该省存量气门站价格政策执行。
（四）实施时间。上述方案自2013年7月10日起执行。
三、相关问题
（一）关于门站价格。门站价格为国产陆上或进口管道天然气的供应商与下游购买方（包括省内天然气管道经营企业、城镇管道天然气经营企业、直供用户等）在天然气所有权交接点的价格。现行门站价格由天然气出厂（或首站）实际结算价格（含13%增值税）和管道运输价格组成。其中，管道运输价格适用于3%营业税的，按照保持用户购进成本不变的原则，将管道运输价格统一折算成含13%增值税的价格，即：含13%增值税的管道运输价格=1.057×含3%营业税的管道运输价格。
（二）关于存量气和增量气。存量气为2012年实际使用气量，增量气为超出部分。存量气量一经确定，上游供气企业不得随意调整，用户不得互相转让。
上游供气企业与下游用户结算时，可以先结算存量气、后结算增量气，也可以按存量气和增量气用气比例将增量气均衡分摊到每个结算周期进行结算，年度结算期末据实清算，但不得先结算增量气、后结算存量气。2013年新增气量按存量气和增量气用气比例均衡分摊，7月10日前的所有气量均按调价前的价格水平结算。
（三）关于居民用气量。居民用气包括居民生活用气、学校教学和学生生活用气、养老福利机构用气等，不包括集中供热用气。存量气量中居民用气量为2012年居民实际用气量，增量气中居民用气数量，由供需双方据实确定。城镇管道天然气经营企业应为居民气量的核定提供便利。居民用气量经供需双方确认后报当地和省级价格主管部门备案，作为安排天然气销售价格的参考和依据。如供需双方对用气结构和居民用气数量存在争议，由当地价格主管部门协调解决；协调未果的，报上级价格主管部门复核裁定。国家发展改革委对居民气量和价格执行情况进行抽查。
四、工作要求
调整天然气价格是国家深化资源性产品价格改革的重大举措，涉及面广，社会关注度高，各地区、各有关部门和天然气生产经营企业要高度重视、通力配合，共同做好工作。
（一）做好方案组织落实。各地区、各有关部门和天然气生产经营企业要统一思想，加强组织领导、精心部署，把工作做细做实；强化责任、密切合作，认真排查可能出现的问题和风险点，把矛盾和风险消除在萌芽状态；建立应急预案，完善应急措施，并密切跟踪方案实施情况，妥善解决方案实施过程中出现的问题，确保调价方案平稳实施。天然气生产经营企业要从大局出发，主动与地方发改（价格）部门衔接，加强与用气企业的沟通和协商。
（二）合理安排销售价格。门站价格以下销售价格由省级价格主管部门结合当地实际确定，可以实行存量气、增量气单独作价，也可以实行存量气、增量气加权综合作价，具体实施方案尽快报国家发展改革委备案。各地要加强成本监审，从紧核定省内管道运输价格和配气价格，综合考虑天然气采购成本，兼顾用户承受能力，合理安排非居民天然气销售价格；结合当地实际，在保持天然气竞争优势的前提下，合理安排车用天然气销售价格，原则上不疏导以前积累的矛盾。对燃气发电等大型用户，要尽可能减少供气环节，降低企业用气成本。
（三）保障天然气市场供应。有关部门和天然气生产经营企业要加强生产组织，做好供需衔接，强化需求侧管理，进行针对性调节，满足居民生活、化肥生产等重点用气需求，保障市场平稳运行。天然气生产经营企业要根据市场需求，多方组织资源，加大国内生产和进口力度，充分利用已建成的煤制气等气源，确保市场供应；要严格执行国家价格政策，不得单方面扣减居民气量或降低居民用气比例，变相提高居民用气价格水平；对西部地区个别省份以及确有困难的化肥等企业，要给予适当价格优惠。各地要加强天然气价格政策监督检查，严厉查处价格违法行为，维护天然气市场稳定。要切实落实国家放开页岩气、煤层气、煤制气出厂价格政策。
（四）确保出租车等行业稳定。高度重视天然气价格调整对出租车等行业的影响，密切关注行业动向，建立健全应急预案，及时化解可能出现的矛盾和问题，确保出租车行业稳定。各地、各部门要按照“谁主管、谁负责”的原则，做好道路运输行业突发事件的防范工作。各地可根据当地实际情况和已建立的运价与燃料价格联动机制，通过调整出租车运价或燃料附加标准疏导气价调整影响；疏导前要统筹考虑当地用油、用气车燃料成本差异和补贴情况，以及经营者承受能力，由地方政府采取发放临时补贴等措施，缓解气价调整对出租车行业影响；对城市公交和农村道路客运，继续按现行补贴政策执行。
（五）加强宣传引导。各地要加强与当地新闻媒体的沟通和联系，做好政策宣传解读，及时回应社会关切，争取社会各方理解和支持。要做好应急舆情处置预案，及时应对突发舆情。
附件：各省份天然气最高门站价格表
| 各省份天然气最高门站价格表 单位:元/千立方米（含增值税） | |||||
| 省 份 | 存量气 | 增量气 | 省 份 | 存量气 | 增量气 |
| 北 京 | 2260 | 3140 | 湖 北 | 2220 | 3100 |
| 天 津 | 2260 | 3140 | 湖 南 | 2220 | 3100 |
| 河 北 | 2240 | 3120 | 广 东 | 2740 | 3320 |
| 山 西 | 2170 | 3050 | 广 西 | 2570 | 3150 |
| 内蒙古 | 1600 | 2480 | 海 南 | 1920 | 2780 |
| 辽 宁 | 2240 | 3120 | 重 庆 | 1920 | 2780 |
| 吉 林 | 2020 | 2900 | 四 川 | 1930 | 2790 |
| 黑龙江 | 2020 | 2900 | 贵 州 | 1970 | 2850 |
| 上 海 | 2440 | 3320 | 云 南 | 1970 | 2850 |
| 江 苏 | 2420 | 3300 | 陕 西 | 1600 | 2480 |
| 浙 江 | 2430 | 3310 | 甘 肃 | 1690 | 2570 |
| 安 徽 | 2350 | 3230 | 宁 夏 | 1770 | 2650 |
| 江 西 | 2220 | 3100 | 青 海 | 1530 | 2410 |
| 山 东 | 2240 | 3120 | 新 疆 | 1410 | 2290 |
| 河 南 | 2270 | 3150 | |||
国家发展改革委
2013年6月28日
《国家发展改革委关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》（发改价格〔2016〕1859号）
各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局：
今年以来，按照党中央、国务院关于推进供给侧结构性改革的部署，各地积极采取多种措施，降低省内管道运输和配气价格，减轻用气企业负担，取得了一定成效。但一些地方仍然存在天然气供气环节过多、加价水平过高等问题，为加强天然气输配价格监管，降低下游企业用气成本，促进天然气行业持续健康发展，现就有关事项通知如下：
一、全面梳理天然气各环节价格。各地要组织力量、集中对本辖区天然气各环节加价进行一次彻底摸底和梳理，厘清气源价格（购进价格）、省内管道运输价格、配气价格和销售价格。
二、降低过高的省内管道运输价格和配气价格。各地要加强对省内管道运输价格和配气价格监管，及时开展成本监审，合理确定折旧年限、供销差率、职工薪酬等成本参数，对输配价格偏高的要适当降低。
三、减少供气中间环节。积极推进体制机制改革，减少供气层级。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，要尽快取消。
四、整顿规范收费行为。要对天然气输配企业向用气企业的各项收费进行规范清理，凡不是依法依规设立的收费项目，一律取消。要严肃查处擅自提高规定的输配价格、设立收费项目等价格违法行为，对查出的典型案件要公开曝光。城镇燃气企业投资建设的环城管网、城镇储气设施等，原则上均纳入城镇配气价格，不得变换名目再另行收取费用，已收取的要坚决取消，并及时向社会公布。
五、建立健全监管长效机制。各地要结合当地实际情况，制定省内管道运输价格、城镇燃气配气价格具体管理办法，规范定价行为；建立健全成本监审制定，将成本监审作为制定调整输配价格的重要程序。同时，要逐步推行成本信息公开制度。天然气输配企业应当按照规定公开成本相关信息；价格主管部门要公开定价成本监审结论，进一步增强价格决策的科学性和透明度，强化社会监督。
加强天然气输配价格监管是降低用气企业成本、促进天然气行业持续健康发展的重要措施。各级价格主管部门要高度重视，接到本通知后，迅速部署，精心组织，尽快落实相关要求，降低过高的省内管道运输价格和配气价格，取消不合理收费，减轻用气企业负担。有关落实情况、取得的成效及问题建议，2016年12月30日前报我委（价格司）。
国家发展改革委
2016年8月26日
《国家发展改革委关于印发〈天然气管道运输价格管理办法（试行）〉和〈天然气管道运输定价成本监审办法（试行）〉的通知》（发改价格规〔2016〕2142号）
各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局，中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国海洋石油总公司：
为贯彻落实《中共中央 国务院关于推进价格机制改革的若干意见》（中发[2015]28号）精神，加强和完善天然气管道运输价格管理，规范定价成本监审行为，我们制定了《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》。现印发给你们，请按照执行。
国家发展改革委
2016年10月9日
《国家发展改革委关于推进化肥用气价格市场化改革的通知》（发改价格〔2016〕2350号）
各省（自治区、直辖市）发展改革委、物价局，中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司：
根据《中共中央 国务院关于推进价格机制改革的若干意见》（中发[2015]28号）精神，结合国内外天然气市场形势，经国务院同意，决定推进化肥用气价格市场化改革。现就有关事项通知如下：
为推进化肥行业供给侧结构性改革，促进化解产能过剩矛盾，优化天然气资源配置，全面放开化肥用气价格，由供需双方协商确定。
鼓励化肥用气进入石油天然气交易中心等交易平台，通过市场交易形成价格，实现价格公开透明。
上述方案自2016年11月10日起实施。
推进化肥用气价格市场化改革，是天然气价格改革的又一重要举措。各地区、各有关部门和天然气生产经营企业要通力合作，精心组织，确保改革方案平稳出台。
（一）保障天然气市场平稳运行。各地要加强市场监测分析预警，建立应急预案，及时排查可能出现的问题，完善应急措施。天然气生产经营企业要加强生产组织和供需衔接，特别是做好冬季用气高峰供应工作；主动配合地方发展改革（价格）部门，加强沟通和协商，认真做好相关工作。
（二）保持化肥市场基本稳定。天然气生产经营企业要加强与化肥企业沟通，妥善协商具体价格，对用气量大或承担调峰责任的化肥企业，价格给予适当折让，折让幅度与停供、断供时间和气量挂钩；对转型期确有困难的化肥企业给予适当价格优惠，确保平稳退出。
（三）加强天然气市场监管。各地价格主管部门要加强化肥用气价格和化肥市场价格监测，依法查处通过改变计价方式、增设环节、强制服务等方式提高或变相提高价格，以及达成并实施垄断协议、滥用市场支配地位等违法违规行为，切实维护市场秩序。消费者可通过12358价格监管平台举报价格违法行为。
国家发展改革委
2016年11月5日
《国家发展改革委关于福建省天然气门站价格政策有关事项的通知》（发改价格〔2016〕2387号）
福建省物价局、中国石油天然气集团公司：
近期，西气东输管道将向福建供应天然气。现就西气东输供福建省天然气门站价格政策有关事项通知如下：
一、根据《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》（中发[2015]28号）有关精神，决定在福建省开展天然气门站价格市场化改革试点，西气东输供福建省天然气门站价格由供需双方协商确定。
二、福建省物价局要完善天然气销售价格管理机制，合理安排销售价格；按照《关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》（发改价格[2016]1859号）要求，减少供气层级，加强省内输配价格监管，努力降低用气成本；研究制定应对天然气气源价格异常波动的工作预案，保障市场平稳运行；适时完善低收入群体用气价格政策和社会救助机制，确保低收入群体不因天然气价格波动降低生活质量。
三、中石油公司要积极配合福建省做好改革试点工作，加强与用气企业沟通，妥善协商确定具体门站价格。积极推动西气东输供福建省天然气进入石油天然气交易中心等交易平台，尽可能通过市场交易形成价格，实现价格公开透明。
四、福建省物价局、中石油公司要高度重视改革试点工作，及时妥善解决改革过程中出现的矛盾和问题；认真总结分析改革试点经验和问题，为全面推进天然气价格市场化改革创造条件。有关情况，及时报我委（价格司）。
国家发展改革委
2016年11月11日
《关于清理规范一批行政事业型收费有关政策的通知》（财税〔2017〕20号〕
中央党校、中直管理局，国务院各部委、各直属机构，高法院、高检院，共青团中央，各省、自治区、直辖市财政厅（局）、发展改革委、物价局，新疆生产建设兵团财务局、发展改革委：
为切实减轻企业和个人负担，促进实体经济发展，经国务院批准，现将清理规范行政事业性收费有关政策通知如下：
一、自2017年4月1日起，取消或停征41项中央设立的行政事业性收费（具体项目见附件），将商标注册收费标准降低50%。
二、有关部门和单位应当到财政部门办理财政票据缴销手续。以前年度欠缴的上述行政事业性收费，有关部门和单位应当足额征收，并按照财政部门规定的渠道全额上缴国库。
三、取消、停征或减免上述行政事业性收费后，有关部门和单位依法履行管理职能所需相关经费，由同级财政预算予以保障，不得影响依法履行职责。其中，行政单位和财政补助事业单位有关经费支出，纳入相关单位预算予以保障；经费自理事业单位有关经费支出，通过安排其上级主管部门项目支出的方式予以解决。中央财政通过一般性转移支付妥善解决财政困难地区的经费保障问题。
四、各省、自治区、直辖市财政部门会同有关部门要对本地区出台的行政事业性收费政策进行全面清理，并于2017年4月30日前，将清理规范情况报送财政部。对确需保留的行政事业性收费项目，要实施目录清单管理，主动接受社会监督。对中央设立的行政事业性收费，要严格按照国家规定执行，不得擅自改变征收范围、征收标准或另行加收任何费用。
五、各地区、有关部门和单位要通过广播、电视、报纸、网络等媒体，加强政策宣传解读，及时发布信息，做好舆论引导。
六、各地区、有关部门和单位应当严格按照行政事业性收费管理规定，对须取消、停征或减免的行政事业性收费，不得以任何理由拖延或者拒绝执行。有关部门要加强政策落实情况的监督检查，对违反规定的，应当按照《预算法》、《价格法》、《财政违法行为处罚处分条例》等法律、行政法规规定予以处理。
七、本通知自印发之日起执行。
附件：取消或停征的行政事业性收费项目
财政部 国家发展改革委
2017年3月15日
附件：
取消或停征的行政事业性收费项目
（共41项）
一、取消或停征的涉企行政事业性收费（共35项）
（一）取消的涉企行政事业性收费（共12项）
发展改革部门
1.非刑事案件财物价格鉴定费
公安部门
2.口岸以外边防检查监护费
3.机动车抵押登记费
环境保护部门
4.核安全技术审评费
5.环境监测服务费
住房城乡建设部门
6.白蚁防治费
7.房屋转让手续费
农业部门
8.农业转基因生物安全评价费
质检部门
9.设备监理单位资格评审费
测绘地信部门
10.测绘仪器检测收费（不含按经营服务性收费管理的自愿委托检测费）
11.测绘产品质量监督检验费（不含按经营服务性收费管理的自愿委托检验费）
宗教部门
12.清真食品认证费
（二）停征的涉企行政事业性收费（共23项）
国土资源部门
1.地质成果资料费
环境保护部门
2.城市放射性废物送贮费
3.登记费。包括：进口废物环境保护审查登记费，化学品进口登记费
交通运输部门
4.船舶登记费
5.船舶及船用产品设施检验费（中国籍非入级船舶法定检验费）
卫生计生部门
6.卫生检测费
7.委托性卫生防疫服务费
水利部门
8.河道工程修建维护管理费
9.河道采砂管理费（含长江河道砂石资源费）
农业部门
10.植物新品种保护权收费
11.农药、兽药注册登记费。包括：农药登记费，进口兽药注册登记审批、发证收费
12.检验检测费。包括：新饲料、进口饲料添加剂质量复核检验费，饲料及饲料添加剂委托检验费，新兽药、进口兽药质量标准复核检验费，进出口兽药检验费，兽药委托检验费，农作物委托检验费，农机产品测试检验费，农业转基因生物检测费，渔业船舶和船用产品检验费
质检部门
13.出入境检验检疫费
14.产品质量监督检验费（含工业产品生产许可证发证检验费，不含按经营服务性收费管理的自愿委托检验费）
15.计量收费（即行政审批和强制检定收费。非强制检定收费不得列入行政事业性收费，不得强制企业接受服务并收费）
食品药品监管部门
16.认证费。包括：药品生产质量管理规范认证费，药品经营质量管理规范认证费
17.检验费。包括：药品检验费，医疗器械产品检验费
18.麻醉、精神药品进出口许可证费
19.药品保护费。包括：药品行政保护费，中药品种保护费
新闻出版广电部门
20.计算机软件著作权登记费
民航部门
21.民用航空器国籍、权利登记费
林业部门
22.植物新品种保护权收费
测绘地信部门
23.测绘成果成图资料收费
二、取消或停征的涉及个人等事项的行政事业性收费（共6项）
（一）取消的涉及个人等事项的行政事业性收费（共4项）
卫生计生部门
1.预防性体检费
体育部门
2.兴奋剂检测费
中直管理局
3.机要交通文件（物件）传递费
相关部门和单位
4.培训费。包括：中国纪检监察学院培训费，国家法官学院培训费，中央团校培训费，中央党校培训费
（二）停征的涉及个人等事项的行政事业性收费（共2项）
民政部门
1.登记费。包括：婚姻登记费，收养登记费
相关部门和单位
依申请提供政府公开信息收费。包括：检索费，复制费（含案卷材料复制费），邮寄费。
《质检总局关于贯彻落实取消或停征4项行政事业性收费决定的通知》（国质检财函〔2017〕140号）
各直属检验检疫局，各省、自治区、直辖市及计划单列市、副省级城市、新疆生产建设兵团质量技术监督局（市场监督管理部门），中国计量科学研究院，中国测试技术研究院，各大区国家计量测试中心，各国家专业计量站及分站，中国设备监理协会，总局质量司、计量司、监督司：
为贯彻落实《财政部 国家发展改革委关于清理规范一批行政事业性收费有关政策的通知》（财税〔2017〕20号）要求，切实减轻企业和个人负担，促进实体经济发展，现将清理规范中央设立的质检系统行政事业性收费有关事项通知如下：
一、执行时间
自2017年4月1日起，取消或停征4项中央设立的质检系统行政事业性收费。
二、取消或停征范围
（一）取消1项：设备监理单位资格评审费。
（二）停征3项：
1.出入境检验检疫费。
2.产品质量监督检验费，含工业产品生产许可证发证检验费，不含按经营服务性收费管理的自愿委托检验费。
3.计量收费，即行政审批和强制检定收费，非强制检定收费不得列入行政事业性收费，不得强制企业接受服务并收费。
三、经费保障
取消或停征上述行政事业性收费后，有关单位依法履行职责所需相关经费，应向同级财政申请预算予以保障，不得影响依法履行职责。其中，行政单位和财政补助事业单位有关经费支出，应向财政申请纳入相关单位的预算予以保障；主管部门应将所属自理事业单位有关经费支出纳入本部门项目支出，向同级财政申请预算予以解决。质检总局将积极争取并配合中央财政，对财政困难地区的经费保障问题，通过一般性转移支付予以支持。
四、财政票据处理
有关单位应当到财政部门办理财政票据缴销手续。上述行政事业性收费的清缴工作由财政部另行规定，请有关单位遵照执行。
五、严格规范收费主体责任
（一）对上述取消或停征行政事业性收费的政策，有关单位要按照《质检收费十七不准》的要求，严格规范收费主体责任，不得以任何理由拖延或者拒绝执行，不得以其他名目或者转为经营服务性收费方式变相继续收费。
（二）有关单位应当通过门户网站、申报大厅和公共媒体对外宣传取消或停征收费的有关事项，加强政策宣传解读，接受社会监督。
（三）质检总局在配合财政、物价和审计部门监督检查的同时，也将组织定期或不定期检查，对不按规定取消或停征收费的部门和单位，将按照有关规定给予处罚，并追究责任人的责任。
六、其他
请各单位妥善处理在执行中遇到的各种问题，并及时与总局计划财务司联系（联系电话：010-82261428，82262391，82262070）。
附件：财政部 国家发展改革委关于清理规范一批行政事业性收费有关政策的通知
质检总局
2017年3月28日
《国家发展改革委印发〈关于加强配气价格监管的指导意见〉的通知》（发改价格〔2017〕1171号）
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、物价局：
根据《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》（中发〔2015〕28号）等有关规定，为加强城镇燃气配送环节价格监管，我们制定了《关于加强配气价格监管的指导意见》，现印发给你们，请按照执行。有关工作情况、取得的成效及问题和建议，2017年12月30日前报我委（价格司）。
国家发展改革委
2017年6月20日
附件
为深入贯彻落实《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》（中发〔2015〕28号）等文件精神，按照“管住中间、放开两头”的总体思路，加强城镇燃气配送环节价格监管，促进天然气行业健康发展，提出以下指导意见。
一、核定独立的配气价格。城镇燃气是重要的公用事业，燃气管网属于网络型自然垄断环节。配气价格是指城镇燃气管网配送环节的价格，应由政府严格监管。燃气企业向用户提供燃气配送服务，通过配气价格弥补成本并获得合理收益。地方价格主管部门要厘清供气环节，核定独立的配气价格，并可在合理分摊成本的基础上，制定区分用户类别的配气价格。
二、配气价格的制定方法。配气价格按照“准许成本加合理收益”的原则制定，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，制定配气价格。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。其他业务收支净额为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。
三、准许成本的核定。准许成本的归集应当遵循合法性、相关性和合理性原则，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。鼓励各地建立激励机制，科学确定标杆成本，低于标杆成本的，可由燃气企业与用户利益共享，激励企业提高经营效率、降低配气成本。
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；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。
四、准许收益的确定。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。
五、配气价格的制定和校核。配气价格按企业年度准许总收入除以年度配送气量计算确定。配送气量较大幅度低于可行性研究报告或供气规划的，应对最低配送气量作出限制性规定，避免因过度超前建设等原因造成配气价格过高。
配气价格应定期校核，校核周期原则上不超过3年。价格制定和调整过程中，如测算的价格水平过高或调整幅度过大，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。
六、新通气城镇初始配气价格的制定。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。随着经营气量的增加，可适时调整为“准许成本加合理收益”的原则核定。
七、加强配气延伸服务收费监管。各级价格主管部门要对配气延伸服务收费进行清理规范，凡没有提供实质性服务的，以及成本已纳入配气价格的收费项目，一律取消；收费偏高的要及时降低。居民燃气工程安装性质的收费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，燃气工程安装费等纳入房价，不再另外向燃气用户收取。
八、抓紧制定出台配气价格监管规则。省级价格主管部门要按照指导意见的要求，积极开拓创新，结合当地实际，抓紧建立健全监管长效机制，制定配气价格管理和定价成本监审规则，2018年6月底前出台。
九、及时开展成本监审和核定配气价格。各地要抓紧开展成本监审，核定独立的配气价格，切实把过高的配气价格降下来。降低空间主要用于减轻工商企业用气负担，促进实体经济发展。调整居民配气价格，要依法履行听证等程序。
十、推动信息公开强化社会监督。价格主管部门制定和调整配气价格，要通过门户网站等指定平台向社会公开价格水平和相关依据。城镇燃气经营企业要定期通过公司门户网站等指定平台公布收入、成本等相关信息，推进价格信息公开透明，强化社会监督；要按照价格主管部门要求，按时报送定调价所需的投资、收入、成本等信息。对故意瞒报、虚报信息的行为，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，并可视情采取降低准许收益率等措施。
《国家发展改革委关于印发北方地区清洁供暖价格政策意见的通知》（发改价格〔2017〕1684号）
各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、电力公司，中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国海洋石油总公司，国家电网公司、内蒙古电力公司：
为贯彻落实党中央国务院关于推进北方地区清洁供暖的决策部署，加快推动清洁供暖工作，按照“企业为主、政府推动、居民可承受”的方针，我们制定了《关于北方地区清洁供暖价格政策的意见》，现予印发，请按照执行。
国家发展改革委
2017年9月19日
附件
为贯彻落实党中央国务院关于推进北方地区清洁供暖的决策部署，经研究，现就有关价格政策提出以下意见。
一、总体要求
北方广大农村地区、一些城镇以及部分大中城市的周边区域，还在大量采用分散燃煤和散烧煤取暖，既影响了居民基本生活的改善，也加重了北方地区冬季雾霾天气。推进北方地区冬季清洁取暖，是重大民生工程、民心工程，关系北方地区广大群众温暖过冬，关系雾霾天能不能减少，是能源生产和消费革命、农村生活方式革命的重要内容。
要按照“企业为主、政府推动、居民可承受”的方针，遵循因地制宜、突出重点、统筹协调的原则，宜气则气，宜电则电，建立有利于清洁供暖价格机制，综合运用完善峰谷价格、阶梯价格，扩大市场化交易等价格支持政策，促进北方地区加快实现清洁供暖。
二、完善“煤改电”电价政策
具备资源条件，适宜“煤改电”的地区，要通过完善峰谷分时制度和阶梯价格政策，创新电力交易模式，健全输配电价体系等方式，降低清洁供暖用电成本。
（一）完善峰谷分时价格制度
鼓励利用谷段低价电供暖，提高电力系统利用效率，降低“煤改电”用电成本。一是推行上网侧峰谷分时电价政策。鼓励北方地区省级价格主管部门按照当地大容量主力燃煤机组的边际发电成本确定谷段上网电价，在上网电价平均水平不变的前提下确定峰段上网电价，报国家发展改革委同意后实施。二是完善销售侧峰谷分时时段划分。对采暖用电部分，适当延长谷段时间（原则上不超过2小时），优化峰、平、谷价格时段划分。三是适当扩大销售侧峰谷电价差。在销售侧平均水平不变的情况下，进一步扩大采暖季谷段用电电价下浮比例。
（二）优化居民用电阶梯价格政策
合理确定采暖用电量，鼓励叠加峰谷电价，明确村级“煤改电”电价政策，降低居民“煤改电”用电成本。一是合理确定居民采暖用电量。相关省份根据当地实际，合理确定居民取暖电量。该部分电量按居民第一档电价执行；超出部分计入居民生活用电，执行居民阶梯电价。二是鼓励叠加峰谷电价。鼓励省级价格主管部门在现行居民阶梯价格政策基础上，叠加峰谷分时电价政策，并在采暖季适当延长谷段时间。三是明确村级“煤改电”电价政策。农村地区以村或自然村为单位通过“煤改电”改造使用电采暖或热泵等电辅助加热取暖，与居民家庭“煤改电”取暖执行同样的价格政策。
（三）大力推进市场化交易机制
鼓励清洁供暖用电电量积极参与电力市场交易，在缓解弃风弃光扩大用电的同时，降低电采暖用电成本。一是推动可再生能源就近直接消纳。鼓励北方风电、光伏发电富集地区，在按有关规定完成保障性收购的前提下，鼓励电蓄热、储能企业与风电、光伏发电企业开展直接交易，建立长期稳定且价格较低的供用电关系。二是促进跨省跨区电力交易。北京、天津等行政区域内电力资源不足的，要在确保电网安全的前提下，打破省间壁垒，通过跨省跨区电力交易的方式扩展低成本电力资源。三是探索市场化竞价采购机制。支持具备条件的地区建立采暖用电的市场化竞价采购机制，由电网企业或独立售电公司代理用户采购市场最低价电量，予以优先购电保障。具体方案由省级价格主管部门、电力运行主管部门商能源部门、电网企业制定。四是合理制定电采暖输配电价。参加电力市场交易的采暖用电，峰段、平段执行相应电压等级的输配电价，谷段输配电价按平段输配电价的50%执行。
三、完善“煤改气”气价政策
天然气资源有保障，适宜“煤改气”的地区，要通过完善阶梯价格制度，推行季节性差价政策，运用市场化交易机制等方式，综合降低清洁供暖用气成本，重点支持农村“煤改气”。
（一）明确“煤改气”门站价格政策。实行政府指导价的陆上管道天然气供农村“煤改气”采暖用气门站价格，按居民用气价格执行；供城镇“煤改气”采暖用气门站价格，按现行价格政策执行。
（二）完善销售价格政策。居民“煤改气”采暖用气销售价格，按居民用气价格执行。同时，进一步完善居民阶梯气价制度，可对采暖用气单独制定阶梯价格制度。
（三）灵活运用市场化交易机制。鼓励供热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。
四、因地制宜健全供热价格机制
科学合理制定供热价格，协调好不同供暖方式的比价关系，既让企业有积极性开发清洁供暖项目，也让居民可承受，保障清洁取暖顺利推进。
（一）完善集中供热价格政策。适宜采取集中供暖的地区，通过热电联产、大型燃煤锅炉、燃气锅炉、生物质锅炉、地热供暖等方式集中供暖的，必须按照超低排放要求进行环保改造并达到规定的排放（回灌）标准后供热。地方价格主管部门要统筹考虑改造运行成本、居民承受能力，合理制定居民供热价格。采用背压式热电联产机组供热的，在认真核定成本的基础上，科学合理确定热力或供热价格。加快推进供热计量收费，推行两部制热价。大型燃煤锅炉环保改造、燃煤锅炉改为燃气锅炉，导致热力生产成本增加较多的，可以通过适当调整供热价格的方式疏导，不足部分通过地方财政予以补偿。
（二）试点推进市场化原则确定区域清洁供暖价格。区域性集中清洁供暖，原则上由政府按照供暖实际成本，在考虑合理收益的基础上，科学合理确定供热价格。在具备条件的地区，试点推进市场化原则确定区域清洁供暖价格，由供暖企业按照合理成本加收益的原则，在居民可承受能力范围内自行确定价格。
（三）加强供热企业成本监审和价格监管。有权限的价格主管
部门，根据成本监审办法的要求，加强对属于网络型自然垄断环节的热力管道输送环节成本监审，剔除不合理成本，逐步推行成本公开，强化社会监督，合理制定热力输送价格。
五、统筹协调相关支持政策
清洁供暖是一项系统工程，在实行价格支持政策的同时，其他相关政策要协同推进，形成合力。
（一）加大财政支持力度。以“2+26”城市为重点，开展北方地区冬季清洁取暖试点。中央财政通过现有资金渠道，支持试点城市推进清洁方式取暖替代散煤燃烧取暖，鼓励地方政府创新机制，完善政策，引导企业和社会加大投入，实现试点地区散煤供暖“销号”，并形成示范带动作用。各地应结合本地实际，研究出台支持清洁取暖的政策措施，统筹使用相关政府资金，加大对清洁取暖工作的支持力度，并向重点城市倾斜。落实供暖企业向居民供暖相关增值税、房产税、城镇土地使用税优惠政策。
（二）探索多元化融资方式。大力发展绿色金融，在风险可控的前提下，加大对清洁供暖企业和项目的支持力度。支持通过企业债、低息贷款等方式解决清洁供暖项目融资问题。鼓励社会资本通过政府和社会资本合作（PPP）模式参与清洁供暖项目投资建设运营，多渠道解决项目融资问题，降低融资成本。
（三）扩大市场准入。进一步放开供暖市场准入，大力支持有实力、有信誉的民营企业进入清洁供暖领域，不断挖掘具有发展前景、经济性良好的新型清洁供暖技术。
（四）做好供应保障。电网企业要合理调整投资结构，加大与清洁供暖相关的配电网改造力度，保障清洁供暖用电稳定。上游供气企业要及早谋划部署，确保气源充足供应，同时根据居民用气实际情况重新核定居民用气比例，确保居民气量充足稳定供应。各级供气企业要切实承担分级储气责任，加快储气设施建设进度，保障冬季用气高峰天然气安全稳定供应。
北方地区各级价格主管部门要切实增强对推进“煤改电”“煤改气”重要性的认识，加强组织领导，科学制定本地区具体政策方案，周密部署，精心实施，为加快推动北方地区清洁取暖，保障和改善民生，营造良好的价格政策环境。
《国家发展改革委关于理顺居民用气门站价格的通知 》（发改价格规〔2018〕794号 ）
各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局，中国石油天然气集团有限公司、中国石油化工集团公司：
根据《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》和《中共中央国务院关于深化石油天然气体制改革的若干意见》精神，为进一步深化资源性产品价格改革，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进天然气产供储销体系建设和行业持续健康发展，决定理顺居民用气门站价格、完善价格机制。现就有关事项通知如下。
一、理顺居民用气门站价格，建立反映供求变化的弹性价格机制
将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，价格水平按非居民用气基准门站价格水平（增值税税率10%）安排，各省（区、市）基准门站价格见附件。供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格，实现与非居民用气价格机制衔接。方案实施时门站价格暂不上浮，实施一年后允许上浮。
目前居民与非居民用气门站价差较大的，此次最大调整幅度原则上不超过每千立方米350元，剩余价差一年后适时理顺。
上述方案自2018年6月10日起实施。
二、推行季节性差价政策，鼓励市场化交易
供需双方要充分利用弹性价格机制，在全国特别是北方地区形成灵敏反映供求变化的季节性差价体系，消费旺季可在基准门站价格基础上适当上浮，消费淡季适当下浮，利用价格杠杆促进削峰填谷，鼓励引导供气企业增加储气和淡旺季调节能力。
鼓励供需双方通过上海、重庆石油天然气交易中心等平台进行公开透明交易，充分发挥市场机制作用，形成市场交易价格。
三、合理疏导终端销售价格，从紧安排调价幅度
居民用气门站价格理顺后，终端销售价格由地方政府综合考虑居民承受能力、燃气企业经营状况和当地财政状况等因素，自主决策具体调整幅度、调整时间等，调价前须按规定履行相关程序。2018年如调整居民用气销售价格，原则上应在8月底前完成。
各地要按照《国家发展改革委关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》（发改价格〔2016〕1859号）和《国家发展改革委印发<关于加强配气价格监管的指导意见>的通知》（发改价格〔2017〕1171号）等文件要求，加强省内管道运输和配气价格监管，减少供气中间环节，降低过高的输配价格，并结合居民阶梯气价制度的完善，降低一档气销售价格调整幅度，更好地保障居民基本生活。
四、对低收入群体等给予适当补贴，保障基本民生
居民用气价格理顺后，对城乡低收入群体和北方地区农村“煤改气”家庭等给予适当补贴。补贴由地方政府承担主体责任，中央财政利用大气污染防治等现有资金渠道加大支持力度。
五、工作要求
居民用气价格事关百姓切身利益，各地区、各有关部门和天然气生产经营企业要高度重视、通力合作，共同做好相关工作。
（一）精心组织方案实施。各地区、各有关部门要加强组织领导，做细方案，精心部署，加强市场监测分析和预警，制定应急预案，及时排查可能出现的问题，完善应急措施，确保方案平稳实施。天然气生产经营企业要主动加强与地方价格主管部门沟通协商，认真配合做好相关工作。
（二）保障天然气市场平稳运行。有关部门和天然气生产经营企业要加强生产组织和供需衔接，保障市场平稳运行。门站价格允许浮动后，供气企业要与下游燃气企业充分沟通，协商确定具体门站价格。居民用气终端销售价格调整前，燃气企业不得擅自停气或临时增加限购措施。各地要加大价格检查和巡查力度，依法查处通过改变计价方式、增设环节、强制服务等方式提高或变相提高价格以及串通价格等违法违规行为，切实维护天然气市场正常秩序。
（三）做好低收入群体等补贴工作。各地要切实承担主体责任，进一步摸清底数，结合本地实际制定具体方案，可采取发放补助、提高最低生活保障标准等措施，确保低收入群体、北方地区农村“煤改气”家庭等生活水平不因理顺居民用气价格而降低。
（四）加强宣传解释。各地出台居民用气终端销售价格调整方案时，要加大宣传工作力度，准确解读政策意图，及时回应社会关切，营造良好舆论氛围，确保方案平稳实施。
此外，天然气增值税税率由11%降低至10%，现行非居民基准门站价格也作了相应调整，统一执行附件中价格水平。各地要综合考虑门站价格调整及增值税税率下调对省内运销环节的影响等因素，统筹安排好终端销售价格，将税率下调的好处全部让利于终端用户。
单位:元/千立方米（含10%增值税）
| 省份 | 基准门站价格 | 省份 | 基准门站价格 |
| 北京 | 1880 | 湖北 | 1840 |
| 天津 | 1880 | 湖南 | 1840 |
| 河北 | 1860 | 广东 | 2060 |
| 山西 | 1790 | 广西 | 1890 |
| 内蒙古 | 1230 | 海南 | 1530 |
| 辽宁 | 1860 | 重庆 | 1530 |
| 吉林 | 1650 | 四川 | 1540 |
| 黑龙江 | 1650 | 贵州 | 1600 |
| 上海 | 2060 | 云南 | 1600 |
| 江苏 | 2040 | 陕西 | 1230 |
| 浙江 | 2050 | 甘肃 | 1320 |
| 安徽 | 1970 | 宁夏 | 1400 |
| 江西 | 1840 | 青海 | 1160 |
| 山东 | 1860 | 新疆 | 1040 |
| 河南 | 1890 |
注：山东交气点为山东省界。
国家发展改革委
2018年5月25日
《国家发展改革委关于调整天然气基准门站价格的通知》（发改价格〔2019〕562号）
各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局，中国石油天然气集团有限公司、中国石油化工集团有限公司：
根据天然气增值税率调整情况，决定相应调整天然气基准门站价格。现就有关事项通知如下。
一、根据增值税税率调整情况，决定自2019年4月1日起，调整各省（区、市）天然气基准门站价格，具体见附件。
二、天然气生产供应企业在与用户协商确定具体价格时，要充分考虑增值税率降低因素，将增值税率降低的好处让利于用户。
三、请各地价格主管部门在安排天然气销售价格时，统筹考虑增值税率降低因素，切实将增值税改革的红利全部让利于用户。
附件：各省（区、市）天然气基准门站价格表
单位:元/千立方米（含9%增值税）
| 省份 | 基准门站价格 | 省份 | 基准门站价格 |
| 北京 | 1860 | 湖北 | 1820 |
| 天津 | 1860 | 湖南 | 1820 |
| 河北 | 1840 | 广东 | 2040 |
| 山西 | 1770 | 广西 | 1870 |
| 内蒙古 | 1220 | 海南 | 1520 |
| 辽宁 | 1840 | 重庆 | 1520 |
| 吉林 | 1640 | 四川 | 1530 |
| 黑龙江 | 1640 | 贵州 | 1590 |
| 上海 | 2040 | 云南 | 1590 |
| 江苏 | 2020 | 陕西 | 1220 |
| 浙江 | 2030 | 甘肃 | 1310 |
| 安徽 | 1950 | 宁夏 | 1390 |
| 江西 | 1820 | 青海 | 1150 |
| 山东 | 1840 | 新疆 | 1030 |
| 河南 | 1870 |
注：山东交气点为山东省界。
国家发展改革委
2019年3月27日
《国家发展改革委住房和城乡建设部市场监管总局关于规范城镇燃气工程安装收费的指导意见》（发改价格〔2019〕1131号）
各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局，住房和城乡建设厅（局）、城市管理委、市场监管局：
随着我国天然气市场发展，管道燃气日益普及，居民生活便利程度大大提高。但在燃气工程安装过程中，存在部分企业利用市场优势地位强制服务并收费、收费标准偏高，指定施工单位、限制竞争等问题，影响了市场秩序，加重了用户负担。为规范城镇燃气工程安装行为，加强工程安装收费管理，根据《国务院关于促进天然气稳定协调发展的若干意见》（国发﹝2018﹞31号），现提出指导意见如下。
一、明确城镇燃气工程安装费定义及内涵。城镇燃气工程安装费是指为保障用户通气，相关企业提供建筑区划红线内燃气工程勘察、设计、施工、监理、验收等服务而收取的与工程建设相关的服务费和材料费等费用。燃气工程安装收费范围仅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。
二、加快构建燃气工程安装竞争性市场体系。各地要加快建立完善公平开放的燃气工程安装市场，鼓励具备燃气工程安装施工能力的企业依法取得相应市政公用工程施工资质后参与市场竞争，鼓励具备安装资质的企业跨区域开展工程安装和改造业务，促进市场竞争。燃气企业不得滥用市场支配地位垄断经营范围内工程安装业务，或指定利益相关方从事燃气工程安装，妨碍市场公平竞争。
三、合理确定城镇燃气工程安装收费标准。燃气工程安装竞争性市场体系尚未建立、收费标准纳入政府定价目录进行管理的地方，当地价格主管部门要建立健全监管机制，加强成本调查监审，对标行业先进水平，兼顾周边地区水平，合理确定收费标准，原则上成本利润率不得超过10%，现行收费标准偏高的要及时降低。同时，要创造条件加快建立完善燃气工程安装竞争性市场体系，充分发挥市场决定价格的作用。
城镇燃气工程安装收费标准由市场形成的地方，工程安装企业应当遵循公平合法、诚实信用的原则，合理确定收费标准，不得有价格欺诈、价格串通、牟取暴利等不正当价格行为。
四、取消城镇燃气工程安装不合理收费。凡与建筑区划红线内燃气工程安装工程设计、施工等服务和材料不相关的收费，包括开口费、接口费、接入费、入网费、清管费、通气费、点火费等类似费用，涉及建筑区划红线外市政管网资产的增压费、增容费等，涉及市政管网到建筑区划红线连接的初装费、接驳费、开通费等费用，以及其他成本已纳入配气价格的表具更换等收费项目，一律不得收取，并不得变换名目另行收取费用。
五、简化城镇居民新建住宅燃气工程安装等收费方式。与新建商品房配套建设规划红线范围内的燃气工程安装费用统一纳入商品房开发建设成本，房地产开发企业、燃气企业等不得另外向商品房买受人单独收取。燃气企业为排除用气安全隐患而开展的燃气表后至燃具前设施修理、材料更换等服务所需费用，纳入配气成本统筹考虑，不再另行收费。非居民用户燃气工程由城镇燃气企业或利益相关企业施工的，鼓励燃气企业结合用气量和用户协商收费优惠事宜，减轻用户负担。
六、规范城镇燃气安装工程施工管理。燃气工程安装参建各方要认真做好工程施工、监理、验收等相关工作，确保燃气工程安装质量。鼓励各地住房城乡建设部门制定当地燃气工程施工技术规范和标准，并明确工程建设管理、安全监督、事故赔偿等责任，落实参建各方质量安全主体责任，保障权责公平对等。施工企业要严格按照相关技术规范和标准施工，保障工程安装质量和供气安全。对施工质量不符合供气要求影响供气安全的，须按照地方住房城乡建设部门要求进行整改，经整改仍不符合要求或多次出现施工质量问题的，可依法依规采取纳入企业失信记录、市场禁入等措施。
七、推动信息公开强化社会监督。燃气工程安装收费标准由政府管理的，价格主管部门制定和调整收费标准，要通过门户网站等指定平台向社会公开价格水平和相关依据。燃气工程安装收费标准放开由市场竞争形成的，燃气工程安装企业要在显著位置标明收费标准和价格构成等依据，推进价格信息公开透明，接受用户咨询，强化社会监督。燃气工程安装企业不得收取未予标明的费用。
八、加强市场监管规范市场秩序。市场监督管理部门要持续开展城镇燃气工程安装领域反垄断执法，严厉打击垄断协议和凭借市场支配地位垄断燃气工程安装市场或指定利益相关方进行施工等行为。各地市场监督管理部门要加强价格监管，对以供气安全等为由对非利益相关方施工并已验收合格的燃气工程另行加价的，以及对已经取消的收费项目变换名目另行收费的，依法进行查处。典型案件要通过新闻媒体公开曝光，并纳入企业失信记录。
上述指导意见，请按照执行。对农村地区燃气工程安装收费管理，可参照本指导意见并结合当地实际情况制定具体政策。
国家发展改革委
住房和城乡建设部
市场监管总局
2019年6月27日
《国家发展改革委关于中俄东线天然气管道工程北段管道运输试行价格的批复》（发改价格〔2020〕297号）
中国石油天然气集团有限公司：
你公司《关于申请制定中俄东线天然气管道工程北段管输价格的请示》（中油财务〔2019〕358号）收悉。经研究，现批复如下。
一、核定中石油管道有限责任公司北方分公司中俄东线天然气管道工程北段管道运输试行价格为0.1825元/千立方米·公里（含9%增值税）。
请你公司根据单位距离的管道运输价格（运价率），以及天然气入口与出口的运输距离，计算确定并向社会公布本公司管道运输价格表。
二、上述管道运输价格包含输气损耗等费用，管道运输企业不得在运输价格之外加收其它费用。
三、以上试行价格自项目投产之日起执行，项目达产或到达设计达产期后，将重新制定管道运输价格。
国家发展改革委
2020年2月28日
《国家发展改革委关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》（发改价格〔2020〕567号）
各省、自治区、直辖市人民政府：
近年来，我国天然气行业迅速发展，天然气消费持续快速增长，在国家能源体系中重要性不断提高。与此同时，储气基础设施建设滞后、储备能力不足等问题凸显，成为制约天然气安全稳定供应和行业健康发展的突出短板。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）、《国务院关于建立健全能源安全储备制度的指导意见》（国发﹝2019﹞7号），加快储气基础设施建设，进一步提升储备能力，经国务院同意，现提出以下实施意见。
一、优化规划建设布局，建立完善标准体系
（一）加强统筹规划布局。根据石油天然气有关规划和国务院明确的各环节各类主体储气能力建设要求，制定发布全国年度储气设施建设重大工程项目清单；各省（区、市）编制发布省级储气设施建设专项规划，提出本地区储气设施建设项目清单。城镇燃气企业储气任务纳入省级专项规划，集中建设供应城市的储气设施。引导峰谷差大、需求增长快的地区适当提高建设目标，并预留足够发展空间，分期分批有序建设。调整并停止储气任务层层分解的操作办法，避免储气设施建设小型化、分散化，从源头上消除安全隐患。（发展改革委、能源局、省级人民政府负责，持续推进）
（二）明确重点建设任务。支持峰谷差超过4:1、6:1、8:1、10:1的地区，梯次提高建设目标。突出规模效应，优先建设地下储气库、北方沿海液化天然气（LNG）接收站和重点地区规模化LNG储罐。鼓励现有LNG接收站扩大储罐规模，鼓励城市群合建共用储气设施，形成区域性储气调峰中心。发挥LNG储罐宜储宜运、调运灵活的特点，推进LNG罐箱多式联运试点示范，多措并举提高储气能力。（发展改革委、能源局、省级人民政府负责，持续推进）
（三）建立完善行业标准体系。加快建立并完善统一、规范的储气设施设计、建设、验收、运行、退役等行业标准，尽快形成储气设施标准体系。（能源局负责，持续推进）完善已开发油气田、盐矿和地下含水层等地质信息公开机制，便于投资主体选址建设储气设施项目。（能源局、自然资源部按职责分工负责，2020年完成）对于拟作为地下储气库的油气田、盐矿依法加快注销矿业权，积极探索地下空间租赁新模式。（地方人民政府、自然资源部负责，持续推进）
二、建立健全运营模式，完善投资回报渠道
（四）推行储气设施独立运营模式。地下储气设施原则上应实行独立核算、专业化管理、市场化运作。鼓励在运营的储气设施经营企业率先推行独立运营，实现储气价值显性化，形成典型示范效应。推动储气设施经营企业完善内部管理机制，进行模式创新和产品创新，提高经营效率和盈利能力。（相关企业负责，发展改革委、能源局加强指导，持续推进）
（五）健全投资回报价格机制。对于独立运营的储气设施，储气服务价格、天然气购进和销售价格均由市场形成。鼓励储气设施经营企业通过出租库容、利用季节性价差等市场化方式回收投资并获得收益，加快构建储气调峰辅助服务市场机制。城镇燃气企业自建自用的配套储气设施，投资和运行成本可纳入城镇燃气配气成本统筹考虑，并给予合理收益。（相关企业、地方人民政府负责，发展改革委加强指导，持续推进）
（六）完善终端销售价格疏导渠道。城镇燃气企业因采购储气设施天然气、租赁库容增加的成本，可通过天然气终端销售价格合理疏导。城市群合建共用的配套储气设施，各城镇燃气企业可按比例租赁库容，租赁成本通过终端销售价格合理疏导。探索建立淡旺季价格挂钩的中长期合同机制，形成合理的季节性价差，营造储气设施有合理回报的市场环境。（地方人民政府负责，发展改革委加强指导，持续推进）
三、深化体制机制改革，优化市场运行环境
（七）加快基础设施互联互通和公平开放。推进天然气管网、LNG接收站等基础设施互联互通。对于储气设施连接干线管网和地方管网，管道运输企业应优先接入并保障运输。管道运输企业的配套储气库，原则上应公平开放，为所有符合条件的用户提供服务。（发展改革委、能源局负责，持续推进）
（八）推进储气产品交易体系建设。指导上海、重庆石油天然气交易中心加快研究开发储气库容等交易产品，并与管容预定和交易机制互相衔接，确保与储气设施相连的管网公平开放，实行储气服务公开交易，体现储气服务真实市场价值。积极发展二级交易市场，提高储气设施使用效率。（发展改革委负责，2020年上半年完成）积极引导储气设施销售气量进入交易中心公开交易。引导非民生天然气进入交易中心公开交易，通过市场发现真实市场价格，形成合理季节性价差。（相关企业负责，发展改革委加强指导）
四、加大政策支持力度，促进储气能力快速提升
（九）土地等审批政策。优化储气设施建设用地审批和规划许可、环评安评等相关审批流程，提高审批效率。各地要保障储气设施建设用地需求，对分期分批建设的储气设施，做好新增建设用地统筹安排。储气设施建设的项目用地符合《划拨用地目录》的，可以通过划拨方式办理用地手续，不符合《划拨用地目录》的实行有偿使用。（地方人民政府负责，自然资源部、生态环境部加强指导，持续推进）
（十）财税金融政策。在准确计量认定的基础上，研究对达到储气目标的企业给予地下储气库垫底气支持政策。（财政部负责研究支持政策，能源局负责准确计量工作）储气设施经营企业按现行政策规定适用增值税期末留抵税额退税政策。支持地方政府专项债券资金用于符合条件的储气设施建设。鼓励金融机构提供多种金融服务，支持储气设施建设。支持储气企业发行债券融资，支持储气项目发行项目收益债券。（发展改革委、财政部等部门按职责分工负责，持续推进）
（十一）投资政策。2020年底前，对重点地区保障行政区域内平均3天用气需求量的应急储气设施建设，给予中央预算内投资补助，补助金额不超过项目总投资（不含征地拆迁等补偿支持）的30%。鼓励有条件的地区出台投资支持政策，对储气设施建设给予资金补助或奖励。（发展改革委、地方人民政府负责，持续推进）
五、落实主体责任，推动目标任务完成
（十二）切实落实主体责任。加强储气能力建设跟踪检查，定期通报工作进展。对工作推进不力的地方政府、企业及相关责任人，必要时可约谈问责。对未能按照规定履行调峰责任的企业，根据情形依法予以处罚，对出现较大范围停供民生用气等严重情节的企业，依法依规实施惩戒。充分考虑储气设施运营特点，探索实施降低储气设施运营成本的政策措施。（发展改革委、住房城乡建设部、能源局按职责分工负责）各地区在授予或变更燃气特许经营权时，应将履行储气责任和义务列入特许经营协议，对储气能力不达标且项目规划不落地的燃气企业，依法收回或不得授予特许经营权。（地方人民政府负责）对开工情况较好、进度较快但暂未能实现建设目标的企业和地区，要采取签订可中断合同等临时过渡措施弥补调峰能力。（相关企业负责，发展改革委、住房城乡建设部、能源局督促落实）
（十三）建立健全考核制度。制定储气能力建设任务目标考核制度。（发展改革委、能源局负责，2020年上半年完成）上游供气企业储气能力建设任务，由国务院有关部门进行考核；城镇燃气企业和地方应急储气能力建设任务，由国务院有关部门会同省级人民政府进行考核。各省（区、市）人民政府要加强统筹协调，建立完善推进储气能力建设工作机制，确保建设任务顺利推进。多方合资建设的储气设施，原则上按股比确认储气能力，储气能力确认方案应在既有或补充合同、协议中予以明确。实行集团化运营的城镇燃气企业，在实现互联互通的前提下，可以集团公司为整体进行考核，对集团内异地建设、租赁的储气能力予以确认，但不得重复计算。（发展改革委、住房城乡建设部、能源局、省级人民政府按职责分工负责）
国家发展改革委
财 政 部
自然资源部
住房城乡建设部
国家能源局
2020年4月10日
《国家发展改革委关于关于加强天然气输配价格监管的通知（发改价格〔2020〕1044号）
各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、市场监管局：
近年来，我国天然气市场快速发展，对促进能源结构调整、大气污染防治以及改善人民生活发挥了积极作用。但同时，部分地区天然气供气环节过多、加价水平过高、收费行为不规范等问题仍然存在。为加强天然气输配价格监管，现就有关事项通知如下：
一、认真梳理供气环节减少供气层级。各地要组织力量、集中对本辖区天然气供气环节及各环节价格进行梳理，厘清天然气购进价格、省内管道运输价格、配气价格和销售价格。合理规划建设省内天然气管道，减少供气层级，天然气主干管网可以实现供气的区域，不得强制增设供气环节进行收费；通过多条省内管道层层转售的，要尽快合并清理规范，压缩供气环节；对没有实质性管网投入的“背靠背”分输站或不需要提供输配服务的省内管道，要尽快取消。
二、合理制定省内管道运输价格和城镇燃气配气价格。天然气输配价格按照“准许成本+合理收益”原则核定。省内管道运输价格由省级价格主管部门管理，各地要严格按照天然气管道运输价格管理办法制定管道运输价格，尚未制定管道运输价格的，要于2020年底前制定并对外公布；已制定价格的，要根据市场形势和运输气量变化，适时校核调整；对新投产管道，要及时制定价格；严禁管道运输企业自行制定管输价格或擅自收费。各地要根据《关于加强配气价格监管的指导意见》制定配气价格管理办法并核定独立的配气价格，准许收益率按不超过7%确定，地方可结合实际适当降低。鼓励各地探索建立管输企业与用户利益共享的激励机制，激励企业提高经营效率，进一步降低成本。
三、严格开展定价成本监审。成本监审是制定天然气输配价格的重要程序。各地要严格按照《政府制定价格成本监审办法》等有关规定，严格对天然气输配企业的有效资产、准许成本等进行监审。有效资产根据经有权限的行业投资主管部门认定的符合规划的线路、输气设备以及其他与输气业务相关的资产核定。未经有权限的行业投资主管部门审批建设的管道资产，政府无偿投入、政府补助和社会无偿投入形成的固定资产，从天然气输配企业分离出去的辅业、多种经营资产等，不纳入有效资产核定范围，不得计提折旧。准许成本的核定应当遵循合法性、相关性和合理性原则，凡与输配气业务无关的成本均应剔除。
四、加强市场价格监管。各地市场监管部门要加强市场价格监督检查，依法查处通过改变计价方式、增设环节、强制服务等方式提高或变相提高价格等违法违规行为，切实维护天然气市场秩序。地方市场监管部门发现跨行政区域的天然气管网价格违法违规行为，要报告上级有关部门。逐步推行成本信息公开制度，强化社会监督。
加强天然气输配价格监管是降低用气成本、促进天然气产业持续健康发展的重要措施。各地要高度重视，接到本通知后，迅速部署，精心组织，尽快落实相关要求，降低过高的省内管道运输价格、城镇燃气配气价格，取消不合理收费，切实减轻用户用气负担。有关落实情况、降价减负具体成效，于2020年11月30日前报国家发展改革委（价格司）和市场监管总局（价格监督检查和反不正当竞争局）。
国家发展改革委
市场监管总局
2020年7月1日
《国家发展改革委关于调整天然气跨省管道运输价格的通知》（发改价格〔2019〕561号）
各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局，中国石油天然气集团有限公司、中国石油化工集团有限公司、中国大唐集团公司、重庆三峡燃气（集团）有限公司、中油金鸿能源投资股份有限公司：
根据天然气增值税率调整情况，决定相应调整天然气跨省管道运输价格。现就有关事项通知如下。
一、根据增值税税率调整情况，决定自2019年4月1日起，调整中石油北京天然气管道有限公司等13家跨省管道运输企业管道运输价格，具体见附件。
请管道运输企业根据单位距离的管道运输价格（运价率），以及天然气入口与出口的运输距离，计算确定并公布本公司管道运输价格表，同时报我委（价格司）备案。
二、上述管道运输价格包含输气损耗等费用，管道运输企业不得在运输价格之外加收其它费用。
三、请各省（区、市）结合增值税率调整，尽快调整省（区、市）内短途天然气管道运输价格，切实将增值税改革的红利全部让利于用户。
附件：天然气跨省管道运输价格表
| 企业名称 | 经营的主要管道 | 主干管道管径 | 管道运输价格 | ||
| 毫米 | 元/千立方米·公里 | 元/ 立方米 | |||
| 中石油北京天然气管道有限公司 | 包括陕京系统（陕西靖边、榆林-北京）等 | 1219/1016 | 0.2805 | ||
| 中石油管道联合有限公司 | 包括西一线西段（新疆轮南-宁夏中卫），西二线西段（新疆霍尔果斯-宁夏中卫），涩宁兰线（青海涩北-甘肃兰州）等 | 1219 | 0.1416 | ||
| 中石油西北联合管道有限责任公司 | 包括西三线（新疆霍尔果斯-福建福州，广东广州）等 | 1219 | 0.1202 | ||
| 中石油东部管道有限公司 | 包括西一线东段（宁夏中卫-上海）、西二线东段（宁夏中卫-广东广州），忠武线（重庆忠县-湖北武汉），长宁线（陕西长庆-宁夏银川）等 | 1219/1016/711 | 0.2386 | ||
| 中石油管道分公司 | 包括秦沈线（河北秦皇岛-辽宁沈阳）、大沈线（辽宁大连-沈阳），哈沈线（沈阳-长春），中沧线（河南濮阳-河北沧州）等 | 1016/711 | 0.4594 | ||
| 中石油西南管道分公司 | 包括中贵线（宁夏中卫-贵州贵阳）、西二线广南支干线（广东广州-广西南宁）等 | 1016 | 0.3890 | ||
| 中石油西南管道有限公司 | 中缅线（云南瑞丽-广西贵港） | 1016 | 0.4035 | ||
| 中石油西南油气田分公司 | 西南油气田周边管网 | 914/813/711 | 0.14 | ||
| 中石化川气东送天然气管道有限公司 | 川气东送管道（四川普光-上海） | 1016 | 0.3824 | ||
| 中石化榆济管道有限责任公司 | 榆济线（陕西榆林-山东济南） | 711/610 | 0.4363 | ||
| 内蒙古大唐国际克什克腾煤制天然气有限责任公司 | 内蒙古克什克腾旗至北京煤制气管道 | 914 | 0.9611 | ||
| 山西通豫煤层气输配有限公司 | 山西沁水至河南博爱煤层气管道 | 559 | 3.4416 | ||
| 张家口应张天然气有限公司 | 应张线（山西应县-河北张家口） | 508 | 1.9938 | ||
注：
- 上述价格均含9% 增值税。
- 部分企业经营的管道包含联络线及支线，本表未全部注明，具体见企业公布的价格表。