京津冀地区天然气峰谷差成因及影响分析

刘剑文，季旺，温海峰

( 1.中石化长城燃气投资有限公司；2.北京世创能源咨询有限公司；3.中国石油化工股份有限公司天然气分公司华北天然气销售中心）

1 京津冀地区天然气消费特点

1.1 环保政策大力实施促使地区天然气消费量倍增

2013年9月，国务院发布《大气污染防治行动计划》，京津冀地区天然气消费进入新一轮快速增长期。2014－2019年，京津冀天然气消费量年均增长49.5亿立方米，年均增速为16.6%，超过全国平均增速（11.3%）。特别是在《北方地区冬季清洁取暖规划（2017－2021年）》的推动下，京津冀地区天然气消费保持快速增长，2019年京津冀天然气消费量达到463.3亿立方米，较2014年增长了1.16倍（见图1）。

1.2 年度天然气消费“U”字型特征明显

图1 2014－2019年京津冀地区天然气消费量

图2 2014年及近3年京津冀地区的分月天然气消费量

近5年，京津冀地区天然气消费主要集中在每年冬季采暖季的5个月，“U”字型特征明显（见图2）。受冬季气温、春节假期等因素的影响，天然气用户较多在下半年投产，最高月天然气消费量基本发生在12月份。2019年，京津冀地区冬季5个月的消费量为271亿立方米，约占地区天然气年消费量的60%。

1.3 年度、月度消费结构差异化明显

2019年，京津冀地区天然气消费主要以工业燃料、采暖、发电为主，特别是采暖用气量较高。在用气量高峰月（12月份）中，采暖天然气消费占比接近50%，采暖和发电天然气消费占比接近70%（见图3），高于京津冀地区全年的采暖及发电用气占比（见图4）。

图3 2019年京津冀地区高月（12月）天然气消费结构

图4 2019年京津冀全年天然气消费结构

2 京津冀地区天然气峰谷差特点

2.1 高月天然气消费量约为低月的2.5倍

2014－2019年，京津冀地区的高月（12月份）天然气消费量增长约1.1倍，低月（4月份）消费量增长1.22倍。2017年之前，高月用气量的增速远高于低月用气量的增速。近年，低月消费量增速显著提升，峰谷差比逐渐降低，2019年高月的天然气消费量约为低月的2.5倍（见表1）。

2.2 高峰期采暖、热电联产用气占比近70%

京津冀地区高月与低月用气结构差异主要表现在天然气采暖行为，包括集中供热、分户式采暖和发电采暖。京津冀冬季采暖期为每年11月15日至次年3月15日，持续约120天。以2019年为例，在用气量最高的12月份，天然气采暖用气占比约为45.7%，发电用气占比约为21.6%（见图5）。

2.3 高月高日民生用气消费占比约为60%

2014年，京津冀地区天然气消费量最高日和最低日的峰谷比最高达到4.32∶1；2017－2019年，日消费量峰谷比逐年下降，但高月高日用气量与低月低日用气量之差逐年增大（见表2）。

目前，北京、天津地区热电联产项目冬季也利用天然气进行供暖，这部分用气量约为冬季天然气发电项目总用气量的30%。在用气高月12月份，京津冀地区天然气集中供热、分户式采暖与热电联产供热高月高日用气量接近60%（见图6）。在用气低月4月份，天然气日消费以工业燃料和发电为主，其中工业燃料占比约为43.6%，发电用气占比约为27.3%（见图7）。

表1 2014年及近3年京津冀地区天然气消费峰谷差及比值情况

图5 2019年京津冀地区天然气月度消费量组成

表2 2014年及近3年京津冀地区天然气消费日峰谷差

图6 2019年京津冀地区高月高日用气量结构

图7 2019年京津冀地区低月低日用气量结构

3 京津冀天然气消费峰谷差形成的主要原因

3.1 民生用气是拉大天然气消费峰谷差的主要原因

天然气消费峰谷差波动与不同用户的用气规律有关，京津冀地区天然气消费峰谷差较大，主要是民生用气特性及规模效应造成的。该地区民生（居民、采暖、公共福利业）直接用气量约为60%；如果考虑将天然气发电项目采暖使用量纳入民生用气中，京津冀地区高峰用气量70%～80%源自民生。另外，民生用气特有的波动性也是造成峰谷差的客观原因。

3.1.1 城市燃气主要受气候影响波动较大

影响城市燃气月度不均匀用量变化的主要因素是气候条件。一般情况下，冬季月不均匀系数（月度日均消费量/年度日均消费量）大，夏季月不均匀系数小，尤其是利用天然气采暖的城市，采暖期的月不均匀系数明显更大。另外，各城市燃气利用方向不尽相同，对月不均匀性也有一定影响。需要指出的是，虽然京津冀地区各城市天然气消费高月不尽相同，但是基本集中在冬季月份。在冬季，居民、公服用气量均有一定增长，高月不均匀系数基本在1.1～1.2，采暖高月不均匀系数可达到3（见图8）。

3.1.2 工业用户工艺条件相对稳定，用气波动不大

图8 京津冀民生用气典型工况的月不均匀系数

近年来，中国工业用气量较为平稳，连续生产的大工业企业用气比较均匀。通常情况下，天然气工业用户的生产工艺较为稳定，用气量也相对稳定，例如陶瓷、玻璃等生产企业用户用气波动不明显。如果工业锅炉是为了采暖或加热，冬季用气的月不均匀系数较大。如果工业用户拥有并使用采暖锅炉，一般冬季用气量大，夏季用气量小；如果工业用户不使用采暖锅炉，则用气比较稳定。另外，部分工业用户的生产受市场影响较大，一旦产品产量变化，用气量也随之变化。不论是何种工业用户，在高月正常生产时，基本上能连续稳定地运行（见图9）。

3.1.3 天然气热电联产供热以民用为主，波动性较明显

发电企业的用气不均匀规律主要取决于企业的功能：调峰（季节调峰、小时调峰）、腰荷、基荷还是热电联产。目前，京津冀地区天然气发电以热电厂为主，热电厂运行原则是以热定电，运行情况取决于蒸汽用量。通常热电厂的蒸汽用途分为两类：一类是给居民等中小用户供热，这类用户受气候的影响较大，通常冬季用量大，夏季用量小；另一类是给大型工业企业供热，这类用户受气候的影响较小，主要与企业的生产工艺条件有关，通常运行非常稳定。

图9 京津冀高耗能工业用户典型工况的用气月不均匀系数

图10 京津冀天然气热电项目典型工况下不均匀系数

京津冀范围内，居民采暖的高需求带来天然气电厂月度用气波动较为明显。冬季，天然气发电除了要满足电力基本负荷之外，仍需要满足供热，冬季高月不均匀系数可达1.4；夏季，天然气发电项目维持基本负荷，月不均匀系数为0.7～1.1（见图10）。

3.1.4 化工用户生产工艺较为稳定，用气均匀

天然气消费的化工用户的生产工艺特点是连续稳定，除检修或事故状况外，化工用户用气较为均匀。如果考虑检修期，则只影响月不均匀性，对日、小时不均匀性没有影响。

3.2 “煤改气”项目集中大规模投产及低气温叠加导致需求暴涨

天然气消费的用气结构特性是造成峰谷波动性的主要因素之一，特别是京津冀地区，天然气采暖、热电项目冬季用气负荷较高。如果不考虑用户的新增规模变化，峰谷值基本可维持在一个相对稳定的状态。气候因素不确定性大，对用气峰值影响程度不可控。

3.2.1 煤改气采暖用户用气量的激增，致使峰值大幅增长

2016、2017年，京津冀地区大力推行“煤改气”，大规模增长的用户主要来自于居民和采暖“煤改气”并集中在采暖季投运，导致采暖季天然气需求迅速增长，致使2017－2018年冬季采暖期用气量激增，出现了用气紧张的局面。根据生态环境部的数据，2017年津冀地区采暖用户“煤改气”约为350万户，2018年约为300万户，2019年约为250万户。按天然气消费量折算，300万户相当于新增天然气消费量32亿立方米，日增长约2600万立方米，相当于天津LNG接收站的外输气量，与大庆油田的新增规模相当，基础设施的投运时间和用户发展不匹配，导致京津冀地区用气紧张。

全国天然气用气结构主要以工业燃料为主，而京津冀地区主要以采暖、发电和工业为主，冬季采暖用气量接近总消费量1/2，用气量在采暖季基本翻倍，直接导致峰谷差增大。天然气热电联产项目供热用气量和居民用户采暖用气的增长对峰谷差变化贡献率约90%，剩余10%主要是其他用户的增长以及气温的影响。

3.2.2 日峰谷波动变化受气候因素影响较为明显

2017年11月，中国过早进入冬季，加之全国大范围降雪，天然气需求急剧增加。华北地区用气增幅巨大，给管网运行带来极大困难，也影响了其他地区用气，造成全国大范围用气紧张。根据华北地区相关燃气公司监测数据，在冬季采暖期，大气温度每降低3℃（基准温度在-8℃），将增加1000万立方米/日的用气量，其中80%～90%来自居民采暖和天然气热电联产的供热，气温对天然气峰谷波动影响较为明显。

3.3 现行天然气价格机制未起到平抑天然气峰谷的作用

2017－2018年，京津冀地区“煤改气”大幅增长，但天然气价格在采暖季和非采暖季没有明显区别，采暖季管道天然气价格涨幅不明显，供气价格在门站价格基础上上浮20%左右。出现供气紧张后，由于终端民生用气有保供要求，上游供应端为实现效益最大化，为在采暖季减少高价资源采购支出，而摊薄用气高峰期的成本，在用气低谷期也未有明显的价格调整策略，部分在低谷期具备释放消费潜力的工业用户受到抑制。

京津冀地区高峰用气量主要集中在采暖用户，民生用气价格受到严格监管，在采暖季气价由工商业用户补贴民生用户的同时，也增加了政府的财政补贴支出，降低了上游资源供应的积极性。市场调节及竞争机制未有效发挥作用，在供气价格居高不下、供气不充足的情况下，影响了工业、调峰发电用户发展天然气利用项目的积极性，导致天然气市场出现消费量“谷不增、峰难降”的局面。

4 京津冀地区天然气峰谷差扩大带来的影响

4.1 加大了基础设施投入，调峰设施运行压力倍增

京津冀地区已形成了以陕京一、二、三、四线，LNG外输，大唐煤制气外输管道为主的供气通道，以曹妃甸LNG接收站、天津LNG接收站、天津浮式LNG接收站、华北地下储气库为储气调峰资源的综合性保障格局。截至2019年底，京津冀地区管道输气能力为960亿立方米/年，设计日最大输气能力2.5亿立方米。京津冀地区管输能力是市场消费量的2倍，日供气能力是市场消费量的1.2倍。

虽然京津冀天然气管输能力较大，但在高峰期，地下储气库和LNG接收站也发挥了主要作用。地区地下储气库工作气量为52.2亿立方米/年，日最大调节能力为7200万立方米；3座LNG接收站日最大外输能力为8800万立方米。京津冀地区冬季负荷主要采暖结构50%的气量来自地下储气库和LNG接收站的调节。

4.2 冬季气源容易出现较高溢价，供气成本大幅上涨

高峰用气量大幅增长带来LNG供气规模增加，导致冬季天然气采购溢价。2019年，京津冀地区LNG冬季进口价格基本维持在2.3～2.5元/立方米，加上气化管输费，供气成本达到2.8～3元/立方米。根据京津冀地区海关数据，2019年进口LNG供应京津冀地区约170亿立方米，京津冀当年天然气消费总量中的其他约293亿立方米主要为国产气。综合考虑进口LNG资源和国产气供应成本（国产气按门站价格测算），京津冀地区的天然气资源总成本约为2.3～2.4元/立方米，高于该地区1.86～2元/立方米的综合门站价格（上浮20%）水平。

4.3 市场支付能力与上游成本不匹配，重点依靠政府补贴

2019年京津冀地区物价部门公开的信息显示，北京、天津、河北的天然气供暖价格分别为2.7、2.8、2.3～2.4元/立方米（见表3）。如果减去城市配气费，北京和天津城市采暖用气门站价格在2.2～2.3元/立方米，河北不足2元/立方米，采暖用气成本低于气源到京津冀地区终端供气成本2.8～2.9元/立方米（含配气费0.5元/立方米）。

2019－2020年，北京市发改委公布热力集团大网集中供暖价格为24元/平方米（燃气锅炉价格为30元/平方米），其中政府补贴约600元/户（直接与供热公司结算）；按居民100平方米住房耗气1200立方米测算，相当于补贴0.41元/立方米。天津市发改委公布的采暖季集中供热价格为25元/平方米，政府补贴185元/户，相当于补贴0.17元/立方米。河北省以石家庄市为例，石家庄发改委公布采暖季供暖价格为22元/平方米，城市范围内政府补贴约220元/户，相当于补贴0.2元/立方米。3地的天然气供热价格不仅未能涵盖供气成本，而且政府补贴较高，农村“煤改气”用户享受政策补贴更高于城镇。

表3 京津冀地区采暖成本

5 降低京津冀地区天然气峰谷差的主要措施

5.1 天然气需求侧优化管理措施

5.1.1 根据工业用户的生产性质，推行用户错峰管理或发展可中断用户

在同一地区，城市燃气用气方向基本相同的城市，其不均匀性有相同的规律，但是各城市用气高月不一定相同。发电、工业燃料、化工用户用气不均匀性主要取决于各自的生产运行状况。因此，一个地区的不均匀用气量不是各种用户的简单累加，而是对应的相同时期用气量累加。为了减少一个地区的用气峰谷差，比较有效的方法是对工业燃料、化工等用户进行统一调度，尤其是合理地安排化工企业的检修期，这是调节峰谷差常用的办法之一。部分化工和工业项目，可利用冬季检修或灵活的消费特性调节市场，特别是燕山石化、沧州大化等公司的类似项目，可在高峰期降低用气负荷水平，同时适当地给予可中断用户及调峰用户气价优惠。

5.1.2 合理制定“煤改气”目标计划，加强产运需衔接工作安排

鉴于2017－2018年京津冀地区的天然气市场发展情况，新开发的天然气采暖用户、公福商业及部分工业项目大量集中在秋冬投产，导致进入采暖期后，用气负荷快速提升，市场需求大幅增长，增加了管网系统运行负担，并造成天然气进口资源溢价，资源的经济性减弱。在新用户开发过程中，要引导天然气用户合理发展，避免目标过高，特别是“煤改气”采暖用户的发展要和气源供应商充分协调，做好生产计划安排。

5.1.3 在气源点附近建设一批调峰电厂，对平衡天然气峰谷差有积极作用

调峰电厂既可以调气峰也可以调电峰。尤其是在天然气采暖较为普及的区域，应推动建设天然气调峰电厂，提高夏季综合用气水平，进而降低峰谷差带来的影响。调峰电厂建在LNG资源地区，不仅可以有效地降低管网的整体运行负荷水平，也可以通过LNG储罐供应或就近管网供应，提升接收站在夏季的运行负荷水平，保持LNG接收站的平稳运行，进而降低因冬季集中大规模采购资源带来的溢价风险，也可有效地降低峰谷差，提升整体管网系统运行负荷率。

5.1.4 采暖用气从依靠补贴为主，向合理分担和市场化方向发展

在天然气发展前期，政府补贴采暖用气可推动市场发展，但缺乏可持续性，未来应向市场化方向发展。气源成本下降是发展天然气采暖的重要基础，政府阶段性补贴为供暖企业提供了良好的发展机会，市场竞争带来的供热成本下降，将为整个行业增加发展活力，逐步将天然气供暖行业压力向成本下降、技术提效、市场向好、价格调整等方面合理分担，才能形成一个具有成熟市场的可持续性发展行业。

5.2 新型采暖技术推广措施

降低供气成本难度较大，可以降低采暖的供气方式，还可以发展其他采暖技术途径，包括热泵系统，以减少冬季采暖用气量。居民采暖的热源选择应该从能源循环经济利用角度出发，充分实现能源多次利用，同时发挥清洁、可再生能源优势，实现采暖热源的最优利用。选择采暖热源时，首先应考虑工业余热和生物质等能源的再利用。其次，发掘本地可再生能源的资源优势，例如地热和太阳能等，若没有地热和太阳能条件，优先考虑天然气和电等清洁能源，煤炭则应作为底线选择。

随着各地清洁取暖的推进，中国取暖技术水平和装备能力均得到提升，新技术、新设备、新材料、新模式日益丰富。尤其是在农村清洁取暖实施过程中，中国涌现出一批创新产品。其中，燃气空气源热泵是以电或天然气为辅助，通过收取空气中的热量达到取暖目的；地源热泵则是以地表浅层热能为主要热源；主动式和被动式太阳能房主要通过主动收集或获取太阳能来实现取暖；生物质气化采暖炉则是通过燃烧及气化生物质（例如麦秸杆等）实现取暖。这些先进技术的创新，既挖掘了可再生能源的资源开发潜力，又与天然气和电等清洁能源相结合，多能互补，实现能源高效利用。

5.3 建筑节能保温优化措施

节能保温的作用很重要。在采暖期，如果室内温度在8～14℃，则需要暖气片内的水温保持在35～40℃；如果室内温度保持在20～25℃，则需要暖气片内的水温保持在50～60℃。要提高建筑气密性，改善保温性能，推广更适宜的多能源联合采暖方式，利用高新技术实现个性化控制采暖，提高居民的供暖效果，兼顾经济性和节能性。

现代建筑采暖首先要做的是减少耗能，根本方法就是从建筑材料着手。京津地区作为清洁采暖的重点区域，应该严格按照建筑物的采暖标准要求实施，使用保温性能较高的建筑材料或通过增加供热保温层降低室内能耗。

天然气峰谷差主要反映在需求侧，只有提升天然气消费“谷值”，合理地降低“峰值”，才是减小峰谷差的关键所在。特别是在中国北方采暖区域，天然气峰谷差大的现象将长期存在，除了对需求侧进行优化管理，供应侧应努力降低供气成本，还需要政府在行政性措施和市场化手段之间做好平衡，通过上下游的协同优化及政策有效实施，进一推动中国天然气市场合理有序发展，为中国能源清洁化利用提供保障。