王永亮，曹滿勝，高雅婕

( 1.北京能源集團有限責任公司；2.北京京能清潔能源電力股份有限公司；3.北京世創(chuàng)能源咨詢有限公司）

1 中國天然氣消費增長及調峰需求

1.1 中國天然氣消費增長

2015－2021年中國天然氣消費量年均增長285億立方米，年均增速為11.5%，國家環(huán)保政策的趨嚴以及清潔采暖的推進成為近年來天然氣快速發(fā)展的主要驅動因素。2013年9月10日，國務院印發(fā)《大氣污染防治行動計劃》，京津冀、長三角、珠三角等區(qū)域開始逐步推動“氣代煤”工程，天然氣發(fā)展步伐加快；2017年，國家提出打贏“藍天保衛(wèi)戰(zhàn)”并制定《北方地區(qū)冬季清潔取暖規(guī)劃（2017－2021）》等政策后，全國各地大力推動“煤改氣”工作，天然氣消費增量大幅提升，2014－2017年全國天然氣消費量年均增長198.4億立方米，年均增速為10.3%。2021年，受到碳達峰、碳中和（簡稱“雙碳”）背景下“煤改氣”政策及大氣污染治理的強制推動，加上部分地區(qū)的“能耗總量和強度雙控”政策影響，全年天然氣消費量依然保持高水平。中國天然氣消費變化見圖1。

圖1 2015－2021年中國天然氣消費變化趨勢

1.2 中國天然氣調峰需求

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（見表1）。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(xiàn)回落態(tài)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(xiàn)“淡季不淡，旺季更旺”的現(xiàn)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。

表1 2015－2021年中國月度天然氣消費變化單位：億立方米

根據中國天然氣消費以及穩(wěn)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(jié)調峰氣量。以2021年為例，季節(jié)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。具體調峰需求量見表2。

表2 2015－2021年中國天然氣季節(jié)調峰需求變化

2 天然氣消費峰谷差成因

2.1 月度消費量峰谷比差異化明顯

天然氣消費月度峰谷差體現(xiàn)了市場消費中低月用氣量和高月用氣量間差值的絕對值。隨著天然氣消費量逐年增長的態(tài)勢，低月用氣量也有所增加，或出現(xiàn)月度峰谷比下降的趨勢，但月度峰谷差的增加可反映出市場峰谷變化的絕對差值，更直觀的反映出調峰所承擔的壓力。中國天然氣峰谷差變化較為明顯的情況集中在2016年、2017年和2020年，特別是在2016－2018年全國范圍內大力實施“煤改氣”以及“清潔采暖”，導致冬季用氣量出現(xiàn)大幅增長，峰谷差距持續(xù)拉大；2019年由于“煤改氣”工程的放緩，消費量峰谷比出現(xiàn)回落；2020年受到疫情影響，第三、第四季度市場恢復速度較快，用氣量大幅增加，造成峰值持續(xù)增長。2021年，由于中國經濟形勢持續(xù)恢復向好，加之碳中和背景下“煤改氣”進程提速，氣電裝機規(guī)模持續(xù)增長，天然氣終端需求提升顯著，但是在高氣價影響下峰谷差縮小。具體峰谷差異情況見表3。

表3 近年來中國天然氣消費峰谷差的變化

天然氣消費領域的用氣特性是出現(xiàn)峰谷波動性的自然因素之一[1]，特別是采暖、熱電項目本身存在冬季用氣負荷較高的特點，如果不考慮用戶的新增變化量，峰谷差基本可維持在一個相對穩(wěn)定的狀態(tài)。全國范圍內特別是京津冀地區(qū)大力推行“煤改氣”，2017－2018年冬季采暖期，天然氣需求迅速增長，新增項目大多在后半年投運，隨著采暖季的到來，大量采暖用戶實施“煤改氣”，天然氣消費量在冬季集中落實，冬季用氣量激增。僅2017－2018年采暖季，全國天然氣采暖面積新增近6億平方米，粗略計算相當于月度天然氣消費量增長近60億立方米，如此大的新增消費量導致當年全國天然氣供應緊張。而2020年第一、第二季度受到疫情影響，需求集中釋放在后半年，特別是工業(yè)燃料用氣在后半年快速增長，進入采暖季后疊加采暖用氣的大幅增長效應，冬季天然氣也出現(xiàn)供應緊張局面，全年消費呈現(xiàn)出典型的“U”字型特征（見圖2）。

圖2 2020年中國天然氣月度消費結構

2.2 日用氣量受氣溫因素影響較為明顯

天然氣消費峰谷差尤其是日消費峰谷差異化較為明顯，其中，大氣溫度對天然氣消費量的影響居于首位。以中國不同區(qū)域的氣溫變化為例，觀察氣溫對用氣變化的影響。其中，冬季采暖面積較大的城市（包括北京、天津、石家莊、沈陽、濟南、武漢、蘭州、銀川、太原、西安、西寧、呼和浩特、烏魯木齊），近5年（2017－2021年）12月份日均氣溫較低的年份為2018年（-8.7℃），12月份日均氣溫較高的年份為2019年（-6.2℃）。2018年12月，天然氣采暖消費量同比增幅為10%。雖然2017年冬季氣溫相對溫暖，但在“煤改氣”政策推動下，大量新用戶為冬季帶來了消費量的快速增長，使得2017年冬季天然氣消費量也相對較大。

在2020年12月份，天然氣采暖消費量大幅高于前兩年，這與當年極寒天氣有關。氣溫因素的可控性低，不確定性大，所以對于天然氣調峰的影響程度不可控。2017年11月份，中國氣溫提前驟降，并出現(xiàn)全國大范圍降雪，天然氣需求急劇增加。由于4大氣區(qū)（塔里木氣區(qū)、長慶氣區(qū)、川渝氣區(qū)和海上氣區(qū)）已經聯(lián)網運行，華北地區(qū)巨大用氣增幅給管網運行帶來巨大挑戰(zhàn)，也影響其他地區(qū)用氣，造成了全國大范圍用氣緊張局面。根據對全國2019年和2020年日度天然氣消費量的跟蹤，當溫度在0℃左右時，每3℃的氣溫差值對天然氣消費市場規(guī)模的影響可達到3000萬～5000萬立方米/日，當氣溫在0℃以下時，每3℃的氣溫差值對天然氣消費市場規(guī)模的影響可達到5000萬～8000萬立方米/日。冬季全國天然氣日度消費量情況見表4。

表4 不同日平均氣溫下全國天然氣日度消費量單位：億立方米

3 中國天然氣調峰的措施

峰谷差的減少多數情況下依賴于需求側的調節(jié)[2]，利用用戶的特性降低峰值，或通過需求側優(yōu)化，包括需求側的多元化應用方式以及可協(xié)調的用戶方式來降低峰谷差。若上述方式無法實現(xiàn)峰谷差明顯的變化，則建議通過調峰方式的優(yōu)化及上下游協(xié)同發(fā)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[3]。

3.1 推行電峰氣補、氣電一體化發(fā)展措施

根據中國天然氣的月度消費規(guī)律，天然氣的高峰用氣主要是集中在冬季的12月和次年1月份，而淡季消費持續(xù)周期較長，在4－10月份天然氣消費普遍處于低增長狀態(tài)。根據電力消費負荷規(guī)模，電力消費往往主要集中在夏季7－9月，兩者從消費規(guī)模特征上具備互補性。

在滿足電網基本負荷的前提下，加強天然氣調峰電廠的負荷水平。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(yōu)勢，具備氣電發(fā)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(qū)域，同時環(huán)渤海地區(qū)夏季負荷水平較高，可優(yōu)先在新建LNG接收站附近建設部分調峰電廠，實現(xiàn)氣電一體化發(fā)展，提升天然氣發(fā)電的谷值消費量。

3.2 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(qū)域進行合理的開發(fā)，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(fā)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(qū)域優(yōu)先推動電力采暖、新能源利用等多方式的發(fā)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(yè)余熱、生物質等。截至2018年底，居民采暖燃料主要以煤炭（包括清潔燃煤）為主，占總采暖面積的79.3%；其次是天然氣，占比為17.1%。無論采取何種采暖方式，冬季實現(xiàn)采暖對居民來說是提高生活品質的一種體現(xiàn)。在“雙碳”背景下，既要保障居民采暖，又要實現(xiàn)減少碳排放目標，主要通過“煤改氣”“煤改電”兩種途徑?！懊焊碾姟钡难b置改造成本偏高，且電采暖價格偏高，若無政府補貼，農村居民難以承受。天然氣具有清潔、高效、便利等優(yōu)勢，與煤炭相比，天然氣采暖的二氧化碳排放量減少57%，二氧化硫排放量減少99%，氮氧化合物排放量減少85%，煙塵和懸浮物排放量減少93%。但天然氣利用受制于資源稟賦、管輸成本等問題，居民采暖應秉持“宜電則電、宜氣則氣”的原則，故綜合考慮，“煤改氣”是現(xiàn)階段最理想最現(xiàn)實的方式之一。

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(tǒng)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(yōu)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(huán)經濟利用角度出發(fā)，充分實現(xiàn)能源多次利用，同時發(fā)揮清潔的、可再生的能源稟賦優(yōu)勢，實現(xiàn)采暖熱源的最優(yōu)利用方案。在進行采暖熱源選擇時，應首先考慮工業(yè)余熱和生物質等能源再利用，其次考慮發(fā)掘本地可再生能源的資源稟賦優(yōu)勢如地熱和太陽能等，在沒有上述兩類資源的情況下，優(yōu)先考慮天然氣和電力等清潔能源，煤炭則應作為底線選擇。

3.3 熱電聯(lián)產的電－熱分離技術推廣應用措施

燃氣發(fā)電作為一種清潔低碳、靈活高效的發(fā)電方式，對于提高電力系統(tǒng)靈活性，促進新能源消納效果顯著，在構建新型電力系統(tǒng)、推進“雙碳”目標實現(xiàn)的過程中將發(fā)揮重要作用。然而，中國燃氣發(fā)電以熱電聯(lián)產機組為主，“三北”地區(qū)（東北、華北和西北地區(qū)）熱電聯(lián)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(yè)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[4]。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(tǒng)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(fā)電功率。因此熱電解耦技術改造，對實現(xiàn)峰谷有效減低、推進能源綠色轉型具有重大意義。

4 天然氣儲氣調峰相關發(fā)展建議

4.1 調峰儲備建議

4.1.1 明確上下游之間的調峰用氣安排

降低峰谷差是為了減少峰值不斷加大而引起的基礎設施的投入，并緩解氣價上浮的調峰壓力，主要目的是減少供氣成本的支出。峰谷差直接影響著調峰氣量的供應，如果在電力與天然氣峰谷差協(xié)同、需求側的管理方面均很難實現(xiàn)峰谷差的預期目標，則只有通過調峰方式的優(yōu)化、上下游的協(xié)調、天然氣儲備建設來直接應對峰谷差帶來的調峰壓力。由于中國天然氣市場的波動性較為明顯，尤其是日消費量受氣溫、市場的拓展影響較大，因此需要上游資源、管網設施、LNG接收站、地下儲氣庫具備保障下游市場1.06倍的日供氣能力；而且下游市場應具備一定的調節(jié)能力，包括小時調峰氣量以及極端氣溫下的3～5天的應急供氣量，并且協(xié)同供應商推動價格傳導，保證市場的穩(wěn)定供應和需求側的積極響應。

4.1.2 區(qū)分戰(zhàn)略儲備、調峰氣量和應急氣量的所屬關系

隨著中國天然氣4大進口通道的形成，天然氣進口規(guī)模越來越大。2021年天然氣進口量為1682億立方米，對外依存度為46%，較2020年略有提升。預計2030年中國天然氣進口氣量將超過2500億立方米。未來為保障天然氣資源穩(wěn)定供應，中國應提升天然氣綜合儲氣能力，不僅可以防范進口天然氣供給中斷，保障天然氣供應安全，還可以平抑國際天然氣價格波動。綜合儲備能力需求＝戰(zhàn)略儲備最大需求能力＋調峰需求＋應急需求。其中，考慮到能源安全，戰(zhàn)略儲備能力建議由國家層面投資建設，但經營上可以委托管網企業(yè)進行經營，實現(xiàn)市場化運作?？紤]在能源應急狀態(tài)下資源的有序供應，戰(zhàn)略儲備應不低于國家天然氣市場需求量10日的供應保障。戰(zhàn)略儲備也可以在國際氣價高企時進行調節(jié)釋放，達到平抑氣價的目的。戰(zhàn)略儲備資源可通過市場化運作的手段進行儲備，按“誰受益、誰補充”的原則進行后續(xù)的儲備。

4.2 需求側管理建議

4.2.1 通過錯峰管理合理安排用戶投產計劃

根據2017－2019年的天然氣市場發(fā)展情況，較多的新增用戶天然氣消費量集中在秋冬時期釋放，導致進入采暖期后，用氣負荷快速提升，市場需求快速增長，造成了資源的溢價，增加了管網系統(tǒng)運行負擔，供應經濟性減弱。因此在新用戶開發(fā)過程中，引導用戶在淡季投運，上游供氣方有充足的時間做好生產計劃安排，協(xié)調資源的引入。部分化工企業(yè)及工業(yè)項目，可通過冬季檢修或靈活的市場消費特性來調節(jié)市場，特別是燕山石化、滄州大化等企業(yè)的類似項目，在冬季采暖用氣高峰期降低上述企業(yè)用氣負荷水平，實現(xiàn)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(guī)模，并充分與天然氣供應商或者燃氣企業(yè)協(xié)商確定合理的排產計劃和用戶生產計劃。

4.2.2 適度的差異化用能選擇實現(xiàn)需求側保障

下游用氣企業(yè)在平時用得好、調峰用得起、應急用得上的基礎上，鼓勵采取差異化、多元化的用能措施。鼓勵石化企業(yè)利用內部資源條件實現(xiàn)雙燃料供應；鼓勵陶瓷生產、玻璃生產等非可中斷用戶推行液化石油氣（LPG）、天然氣雙系統(tǒng)供應；鼓勵對可中斷用戶實行調峰價格；調峰按照氣、電兩網進行互調，一方面由于夏季是天然氣消費的低谷期，依托天然氣調峰發(fā)電為夏季電網調節(jié)具有價格和資源量的雙重優(yōu)勢，另一方面在冬季發(fā)揮煤電的作用，為氣網進行調峰，通過上述“天然氣消費淡季用氣”“冬季用煤”的煤、氣、電協(xié)同減少碳排放模式達到“雙碳”政策要求的年度綜合排放標準，并實現(xiàn)全年調峰目的。鼓勵用戶自行建設儲存及汽化裝置，在應急條件下可優(yōu)先實現(xiàn)自保；其次發(fā)揮管網系統(tǒng)的管存氣優(yōu)勢，在不影響供應系統(tǒng)穩(wěn)定的前提下進行應急保供。

4.3 供應端及價格措施建議

4.3.1 積極落實天然氣資源的規(guī)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(guī)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(xiàn)大規(guī)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(xiàn)。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(xié)同需求側的多樣化保供措施，推動天然氣市場合理發(fā)展、有序保障。

4.3.2 逐步推行天然氣價格市場化，逐步放開非居民及峰谷氣價

保需求離不開價格市場化條件，解決峰谷差較大的問題主要是通過市場的手段進行調節(jié)，要減少行政的干預，因此為了有效降低峰谷差，最有效的措施是逐步推行價格市場化。應首先逐步放開非居民天然氣價格、峰谷氣價，利用價格手段進行峰谷差的調節(jié)，有序地拓展市場，進而提高供應端的積極性。堅持“兩手都硬”，即發(fā)揮資源在市場配置上的決定性作用，同時要堅持有為政府和有效市場相結合。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”中吸取經驗教訓，避免在政策執(zhí)行過程中搞“運動式”執(zhí)法，特別是涉及民生安全領域，在政策執(zhí)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(zhí)行的可行性和推進過程中的實際困難。天然氣的價格改革應按有效市場原則，可以借鑒電力的工商業(yè)峰谷價差、尖峰用電的市場化價格機制等經驗，從階梯用氣、有序用氣向峰谷價差用氣、尖峰用氣進行市場化改革，使得天然氣平時用得好、調峰用得起、應急用得上。

天然氣是能源系統(tǒng)的重要組成部分，保障天然氣的平穩(wěn)運行，也是保障了能源系統(tǒng)的安全平穩(wěn)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(tǒng)進行統(tǒng)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(xiàn)各能源之間的優(yōu)勢互補。從全國能源一盤棋統(tǒng)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(xié)同統(tǒng)一，解決能源在空間和時間上的分布不均問題，充分發(fā)揮各個能源網的特點和靈活調配能力，做到優(yōu)勢互補，保障能源系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。