我国天然气消费面临的峰谷差问题愈加严峻，调峰需求越来越大。
目前中国天然气消费市场处于“冬季高、夏季少”的局面，冬季的用气量增速远远高于非采暖季，致使天然气消费量变化呈明显的“U”字型特征，未来天然气消费峰谷更为明显，面临的峰谷差问题愈加严峻，调峰需求越来越大。
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调峰需求
2015—2021年中国天然气“消费最高月份”消费量增长了近200亿立方米，而“消费最低月份”天然气消费量增长了约120亿立方米。以2021年逐月消费量为例，上半年消费量与上年同期增长305亿立方米，同比增幅为21%；下半年增速呈现回落态势，同比增长87亿立方米，同比增幅为5%左右。2021年中国天然气市场呈现“淡季不淡，旺季更旺”的现象。2021年高月用气量为390亿立方米（12月），低月用气量为254亿立方米（9月），高月天然气消费量是低月的1.5倍。
根据中国天然气消费以及稳定供气平衡关系（月度消费-全年月均消费），测算不同年份的季节调峰气量。以2021年为例，季节调峰气量为203亿立方米，占总消费量的5.7%，较2020年下降了1个百分点。峰谷差的减少多数情况下依赖于需求侧的调节，利用用户的特性降低峰值，或通过需求侧优化，包括需求侧的多元化应用方式以及可协调的用户方式来降低峰谷差。若上述方式无法实现峰谷差明显的变化，则建议通过调峰方式的优化及上下游协同发展的手段来降低调峰成本，提升调峰积极性，进而应对峰谷差较大带来的调峰问题。
调峰措施
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推行电峰气补、气电一体化发展措施。目前夏季出力负荷主要以水电和火电为主，考虑到夏季是天然气消费低谷期，此时天然气价格处于相对低位的水平，利用其调峰优势，具备气电发展的基础。此外，在锁定天然气资源的同时，LNG接收站就近的气电项目是降低成本的最好模式。截至目前，对于在建的5座LNG接收站（龙口、江苏滨海、曹妃甸、天津南港、漳州LNG接收站），如果考虑电力市场未来负荷仍集中在南部区域，同时环渤海地区夏季负荷水平较高，可优先在新建LNG接收站附近建设部分调峰电厂，实现气电一体化发展，提升天然气发电的谷值消费量。
采暖用气多样化用能措施。天然气消费峰谷差较大的重要原因是冬季采暖用气量激增，因此在采暖需求较为旺盛的区域进行合理的开发，并根据上游项目的投产时间和气价水平有序推动“煤改气”项目，在“煤改气”发展的基础上更加重视因地制宜，落实煤改清洁能源工作，在经济条件较好的区域优先推动电力采暖、新能源利用等多方式的发展，有助于缓解峰谷差越来越大的天然气供应压力。中国居民采暖的主要燃料有煤炭、天然气、电力、地热、工业余热、生物质等。目前解决采暖需求造成的天然气调峰压力可通过多重途径，包括热泵系统等，以此减少冬季天然气采暖消费量。如果降低供气成本难度较大，可以优化采暖的供气方式，居民采暖的热源选择应该从能源的循环经济利用角度出发，充分实现能源多次利用，同时发挥清洁的、可再生的能源禀赋优势，实现采暖热源的最优利用方案。在进行采暖热源选择时，应首先考虑工业余热和生物质等能源再利用，其次考虑发掘本地可再生能源的资源禀赋优势如地热和太阳能等，在没有上述两类资源的情况下，优先考虑天然气和电力等清洁能源，煤炭则应作为底线选择。
热电联产的电－热分离技术。中国燃气发电以热电联产机组为主，“三北”地区（东北、华北和西北地区）热电联产机组比重超过80%，由于热电机组的电/热出力存在强耦合关系，在冬季为保证供热，热电机组的电出力上下限受到制约，调峰能力大幅压缩，热电矛盾突出。同时，由于燃气机组具有较高的燃料成本，在当前终端电价逐年下调的背景下给部分电力企业带来较大经营压力。所以，要解决热电机组的电出力受限问题，需考虑热电解耦技术改造。燃气机组热电解耦的主要目标是在保证一定供热的前提下，最大限度地提高机组的调峰能力乃至打破“以热定电”的传统运行模式，做到电力与供热需求互不影响。热电解耦的基本思路就是用其他热源替代汽轮机供热，减少轮机供热功率，进而降低以热定电的发电功率。因此热电解耦技术改造，对实现峰谷有效减低、推进能源绿色转型具有重大意义。
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调峰相关建议
需求侧管理建议
通过错峰管理合理安排用户投产计划。因此在新用户开发过程中，引导用户在淡季投运，这样上游供气方有充足的时间做好生产计划安排，协调资源的引入。部分化工企业及工业项目，可通过冬季检修或灵活的市场消费特性来调节市场，特别是燕山石化、沧州大化等企业的类似项目，在冬季采暖用气高峰期降低上述企业用气负荷水平，实现天然气消费量的“削峰填谷”。建议地方政府在推行“煤改气”政策的同时，注意合理安排天然气装置置换的周期和规模，并充分与天然气供应商或者燃气企业协商确定合理的排产计划和用户生产计划。
供应端及价格措施建议
积极落实天然气资源的规模以及合理部署基础设施。除了供应端的资源保障外，基础设施能力也是解决调峰问题的关键。尤其是天然气对基础设施的依赖性较强，市场化运作机制的不完备，导致目前天然气基础设施的建设进度远赶不上市场需求的步伐，特别是在规划建设管网、地下储气库、LNG接收站时仍依靠供应驱动，未有明确的市场落实基础，导致市场培育周期长，供应保障程度有限，在出现大规模的用户投产的条件下，使得基础设施运营商和气源供应商两头承压。因此，建议鼓励形成天然气基础设施项目“库容、管网、罐容”以及资源量交易市场，不仅可以使得供应端做到“心里有数”，也可以使得市场需求方更有意愿使用清洁能源，推动碳达峰目标的早日实现。其次，应由市场推动基础设施的进一步完善及天然气资源的锁定和落实，并协同需求侧的多样化保供措施，推动天然气市场合理发展、有序保障。
逐步推行天然气价格市场化，逐步放开非居民及峰谷气价。近年来国家针对天然气保供控价出台了一系列强有力的政策，尽最大努力保证了人民群众电力、供热等用能需求。地方政府也要从之前轰轰烈烈的“煤改气”“煤改电”中汲取经验教训，避免在政策执行过程中搞“运动式”执法，特别是涉及民生安全领域，在政策执行过程中必须按先立后破，先建后拆的原则，充分考虑政策执行的可行性和推进过程中的实际困难。
天然气是能源系统的重要组成部分，保障天然气的平稳运行，也是保障了能源系统的安全平稳运行，且最大程度地保障了市场的需求，因此无论是能源的调峰问题还是天然气本身的调峰问题，关键应立足于能源整个系统进行统筹，从需求侧和供应端两手抓，未来应该积极推动电网、煤网、气网3网融合，实现各能源之间的优势互补。从全国能源一盘棋统筹考虑，以大能源视角，将固体的煤、看不见的气、摸不着的电协同统一，解决能源在空间和时间上的分布不均问题，充分发挥各个能源网的特点和灵活调配能力，做到优势互补，保障能源系统安全稳定运行。
