我國天然氣消費面臨的峰谷差問題愈加嚴峻，調峰需求越來越大。

目前中國天然氣消費市場處于“冬季高、夏季少”的局面，冬季的用氣量增速遠遠高于非采暖季，致使天然氣消費量變化呈明顯的“U”字型特征，未來天然氣消費峰谷更為明顯，面臨的峰谷差問題愈加嚴峻，調峰需求越來越大。

1

調峰需求

2015—2021年中國天然氣“消費最高月份”消費量增長了近200億立方米，而“消費最低月份”天然氣消費量增長了約120億立方米。以2021年逐月消費量為例，上半年消費量與上年同期增長305億立方米，同比增幅為21%；下半年增速呈現回落態勢，同比增長87億立方米，同比增幅為5%左右。2021年中國天然氣市場呈現“淡季不淡，旺季更旺”的現象。2021年高月用氣量為390億立方米（12月），低月用氣量為254億立方米（9月），高月天然氣消費量是低月的1.5倍。

根據中國天然氣消費以及穩定供氣平衡關系（月度消費-全年月均消費），測算不同年份的季節調峰氣量。以2021年為例，季節調峰氣量為203億立方米，占總消費量的5.7%，較2020年下降了1個百分點。峰谷差的減少多數情況下依賴于需求側的調節，利用用戶的特性降低峰值，或通過需求側優化，包括需求側的多元化應用方式以及可協調的用戶方式來降低峰谷差。若上述方式無法實現峰谷差明顯的變化，則建議通過調峰方式的優化及上下游協同發展的手段來降低調峰成本，提升調峰積極性，進而應對峰谷差較大帶來的調峰問題。

調峰措施

2

推行電峰氣補、氣電一體化發展措施。目前夏季出力負荷主要以水電和火電為主，考慮到夏季是天然氣消費低谷期，此時天然氣價格處于相對低位的水平，利用其調峰優勢，具備氣電發展的基礎。此外，在鎖定天然氣資源的同時，LNG接收站就近的氣電項目是降低成本的最好模式。截至目前，對于在建的5座LNG接收站（龍口、江蘇濱海、曹妃甸、天津南港、漳州LNG接收站），如果考慮電力市場未來負荷仍集中在南部區域，同時環渤海地區夏季負荷水平較高，可優先在新建LNG接收站附近建設部分調峰電廠，實現氣電一體化發展，提升天然氣發電的谷值消費量。

采暖用氣多樣化用能措施。天然氣消費峰谷差較大的重要原因是冬季采暖用氣量激增，因此在采暖需求較為旺盛的區域進行合理的開發，并根據上游項目的投產時間和氣價水平有序推動“煤改氣”項目，在“煤改氣”發展的基礎上更加重視因地制宜，落實煤改清潔能源工作，在經濟條件較好的區域優先推動電力采暖、新能源利用等多方式的發展，有助于緩解峰谷差越來越大的天然氣供應壓力。中國居民采暖的主要燃料有煤炭、天然氣、電力、地熱、工業余熱、生物質等。目前解決采暖需求造成的天然氣調峰壓力可通過多重途徑，包括熱泵系統等，以此減少冬季天然氣采暖消費量。如果降低供氣成本難度較大，可以優化采暖的供氣方式，居民采暖的熱源選擇應該從能源的循環經濟利用角度出發，充分實現能源多次利用，同時發揮清潔的、可再生的能源稟賦優勢，實現采暖熱源的最優利用方案。在進行采暖熱源選擇時，應首先考慮工業余熱和生物質等能源再利用，其次考慮發掘本地可再生能源的資源稟賦優勢如地熱和太陽能等，在沒有上述兩類資源的情況下，優先考慮天然氣和電力等清潔能源，煤炭則應作為底線選擇。

熱電聯產的電－熱分離技術。中國燃氣發電以熱電聯產機組為主，“三北”地區（東北、華北和西北地區）熱電聯產機組比重超過80%，由于熱電機組的電/熱出力存在強耦合關系，在冬季為保證供熱，熱電機組的電出力上下限受到制約，調峰能力大幅壓縮，熱電矛盾突出。同時，由于燃氣機組具有較高的燃料成本，在當前終端電價逐年下調的背景下給部分電力企業帶來較大經營壓力。所以，要解決熱電機組的電出力受限問題，需考慮熱電解耦技術改造。燃氣機組熱電解耦的主要目標是在保證一定供熱的前提下，最大限度地提高機組的調峰能力乃至打破“以熱定電”的傳統運行模式，做到電力與供熱需求互不影響。熱電解耦的基本思路就是用其他熱源替代汽輪機供熱，減少輪機供熱功率，進而降低以熱定電的發電功率。因此熱電解耦技術改造，對實現峰谷有效減低、推進能源綠色轉型具有重大意義。

3

調峰相關建議

需求側管理建議

通過錯峰管理合理安排用戶投產計劃。因此在新用戶開發過程中，引導用戶在淡季投運，這樣上游供氣方有充足的時間做好生產計劃安排，協調資源的引入。部分化工企業及工業項目，可通過冬季檢修或靈活的市場消費特性來調節市場，特別是燕山石化、滄州大化等企業的類似項目，在冬季采暖用氣高峰期降低上述企業用氣負荷水平，實現天然氣消費量的“削峰填谷”。建議地方政府在推行“煤改氣”政策的同時，注意合理安排天然氣裝置置換的周期和規模，并充分與天然氣供應商或者燃氣企業協商確定合理的排產計劃和用戶生產計劃。

供應端及價格措施建議

積極落實天然氣資源的規模以及合理部署基礎設施。除了供應端的資源保障外，基礎設施能力也是解決調峰問題的關鍵。尤其是天然氣對基礎設施的依賴性較強，市場化運作機制的不完備，導致目前天然氣基礎設施的建設進度遠趕不上市場需求的步伐，特別是在規劃建設管網、地下儲氣庫、LNG接收站時仍依靠供應驅動，未有明確的市場落實基礎，導致市場培育周期長，供應保障程度有限，在出現大規模的用戶投產的條件下，使得基礎設施運營商和氣源供應商兩頭承壓。因此，建議鼓勵形成天然氣基礎設施項目“庫容、管網、罐容”以及資源量交易市場，不僅可以使得供應端做到“心里有數”，也可以使得市場需求方更有意愿使用清潔能源，推動碳達峰目標的早日實現。其次，應由市場推動基礎設施的進一步完善及天然氣資源的鎖定和落實，并協同需求側的多樣化保供措施，推動天然氣市場合理發展、有序保障。

逐步推行天然氣價格市場化，逐步放開非居民及峰谷氣價。近年來國家針對天然氣保供控價出臺了一系列強有力的政策，盡最大努力保證了人民群眾電力、供熱等用能需求。地方政府也要從之前轟轟烈烈的“煤改氣”“煤改電”中汲取經驗教訓，避免在政策執行過程中搞“運動式”執法，特別是涉及民生安全領域，在政策執行過程中必須按先立后破，先建后拆的原則，充分考慮政策執行的可行性和推進過程中的實際困難。

天然氣是能源系統的重要組成部分，保障天然氣的平穩運行，也是保障了能源系統的安全平穩運行，且最大程度地保障了市場的需求，因此無論是能源的調峰問題還是天然氣本身的調峰問題，關鍵應立足于能源整個系統進行統籌，從需求側和供應端兩手抓，未來應該積極推動電網、煤網、氣網3網融合，實現各能源之間的優勢互補。從全國能源一盤棋統籌考慮，以大能源視角，將固體的煤、看不見的氣、摸不著的電協同統一，解決能源在空間和時間上的分布不均問題，充分發揮各個能源網的特點和靈活調配能力，做到優勢互補，保障能源系統安全穩定運行。