2012年11月初，我国北方地区即进入冬季供暖期，天然气供应也由此进入全年最紧张的阶段。

　　受大范围雨雪低温天气影响，中石油“陕京系统”（供应华北地区）、“忠武线”（供应两湖地区）和“涩宁兰线”（供应甘青宁地区）实际用气量均大幅超过原定计划进度，同比分别增长56%、22%和11%。

　　受天然气管输能力有限、峰谷差大、储气规模不足等因素影响，部分地区供需矛盾比较突出，武汉、重庆、西安、南京、杭州等地相继出现供应紧张的情况。虽然中石油、中石化等公司已制定冬季供气期间运销平衡方案，天然气供应量将同比增加约40亿立方米，但在持续低温情况下，还是难以完全弥补天然气需求缺口。

　　而在国际液化天然气市场，受国际金融危机影响，加之页岩气等非常规天然气产量快速增长，市场供需关系已出现新的变化，资源供应相对充足。在冬季完全可以考虑通过增加液化天然气进口来满足国内天然气的需求。

　　一、液化天然气接收站发展现状

　　2006年5月，中海油广东大鹏液化天然气项目投产以来，我国液化天然气产业进入快速发展阶段。在“十一五”期间，液化天然气进口量年均增速达到98.7%。2012年上半年，液化天然气进口量达665.7万吨，较2011年同期大幅上涨28.7%。

　　由于在液化过程中经历了脱尘、脱硫、脱水和脱碳等处理工艺，液化天然气比管道天然气更清洁环保。

　　在从中央到地方的各级政府的重视下，中海油、中石油等国有石油公司在国内东南沿海省份，包括广东、福建、浙江、江苏、山东和上海市在内的省市纷纷投资兴建液化天然气接收站项目，其中大多数为中海油所修建。众多液化天然气接收站项目已成为我国的多条海上天然气管道，有力推动了我国能源进口的多元化发展，是我国能源安全的重要保障。这些液化天然气接收站项目及附属管网最终构成了一个高效的沿海天然气储存与输送网络。

　　目前中海油等公司在沿海城市的6个液化天然气接收站总共已修建了19座液化天然气储罐，接收能力已达2420万吨/年，储存能力已达304万立方米；另有7个液化天然气接收站，22座液化天然气储罐在建。液化天然气接收站合计总接收能力将达到约5000万吨/年，储罐总容量将达到654万立方米（约40亿立方米天然气）。已有和在建储罐共40亿立方米天然气的储存能力已相当于中石油、中石化今年冬季的应急增产量。

　　二、充分发挥液化天然气接收站进口功能，调剂北方缺气市场

　　目前中海油广东大鹏、宁波、上海液化天然气接收站，和中石油江苏如东液化天然气接收站最大每小时气化能力合计约为591万立方米，目前实际每小时气化量约为303万立方米，仍有约288万立方米/小时的富余能力尚未使用。

　　在冬季用气高峰来临时，仅这四个液化天然气接收站通过向其所在区域增加供气、置换出中石油/中石化的管道气以满足北方天然气缺口较大的省份需求的增量即达6900万立方米/日，在冬季用气高峰期间（11月至来年3月），可以增加约100亿立方米的供气量。

　　而在广东地区，中海油不仅有广东大鹏液化天然气接收站已投入运营，而且有珠海、深圳和粤东等多个液化天然气接收站在建。随着这些液化天然气接收站在“十二五”期间陆续投产，其供气总量将达到255亿立方米/年。

　　而2012年广东及周边香港、澳门天然气用气总量约为136亿立方米。中海油进口的液化天然气不仅已可完全满足广东及周边地区目前和未来若干年的用气需求，而且还可以通过管道向内地辐射，外输至湖南、福建、江西等地区。在使用中海油液化天然气替换管道气的基础上，中石油可减少对以上省份的供气，集中弥补北方冬季天然气供应缺口。

　　江苏、浙江和上海地区目前年用气需求量约240亿立方米，其中由西气东输供应约145亿立方米、川气东送供应约30亿立方米，海气供应约7亿立方米，液化天然气供应约60亿立方米。而随着宁波液化天然气接收站二期的建成投产，这一地区的液化天然气接收站供气总能力将可增加到约175亿立方米/年。

　　如果完全利用这些液化天然气，就可减少约100亿立方米的管道气供应量。将这些管道气留在缺气的中部地区，如四川、湖南、湖北、安徽和江西等，或者增加向华北的供气数量，都可有效减轻北方冬季用气调峰压力。

　　三、液化天然气发挥调峰作用面临的障碍

　　虽然液化天然气作为天然气供应来源，具有供应灵活的优势，容易发挥调峰作用，但在目前的市场体制下，由于受到天然气价格管制等因素限制，要实施天然气在地区之间的自由流动，充分发挥液化天然气的调峰作用，还需要克服体制上的障碍，在制度、政策上进行突破和创新。

　　天然气自由流动目前还缺乏足够的动力。由于国家对天然气价格进行管制，一次性制定的价格不仅无法实现上下游价格联动，而且在冬季用气高峰出现时，由于没有调峰价格，无法用价格来调整需求。在进口液化天然气价格较高的情况下，企业更加缺乏将液化天然气输送至用气需求大、但价格较低的天然气市场的动力。

　　其次，液化天然气的成本由进口液化天然气成本、液化天然气接收站使用成本、管输费等几部分构成，其中进口成本由国际天然气市场决定，管输费由液化天然气接收站到用户之间的管道决定，而液化天然气接收站项目是典型的资本密集型项目，一个液化天然气接收站项目一般需要数十亿元的投资、运营管理要求很高，投资和综合运管费用最终要通过天然气的销售回收。在同一地区建设过多的液化天然气接收站将进一步拉高原本已相对较高的液化天然气价格，妨碍市场对液化天然气的有效吸纳，国家对液化天然气的接收站的布局和规划还需严格审批。

　　第三、天然气基础设施需要进一步完善。将沿海引进的液化天然气大量向内地市场输送，需要足够的天然气管网等设施。目前我国三大石油公司的天然气管网各自为战，尚未完全形成统一的全国性管网，天然气的跨省流动还存在较大障碍。

　　四、小结

　　随着2004年西气东输管道一期投用以来，我国天然气使用范围迅速扩大。2011年，全国天然气总消费量已突破1300亿立方米，消费区域扩展至几乎所有省区市，近2亿人享受到了清洁高效能源带来的便利。

　　但我国天然气消费季节性特征明显，冬季用气需求大且十分集中。在用气区域和规模不断扩大，消费需求快速增加的情况下，冬季高峰时段的天然气平稳供应面临着越来越大的压力，尤其是当遇到持续低温天气时，保供难度将进一步增加。

　　沿海地区进口的液化天然气通过天然气管网向内地辐射，弥补华中、华北等地的天然气供应缺口，对迎峰度冬期间天然气的供应保障可起到积极有效的作用，也是对国家做好科学调用储气资源，统筹资源平衡，做好产销衔接和调运要求的积极响应。

　　目前看来，我国部分地区，尤其广东、浙江液化天然气接收站的接收能力和储存能力不仅能满足当地天然气需求，而且可以发挥季节性调峰功能。通过换气、调气等商业手段，沿海液化天然气接收站已基本可以缓解用气高峰季节内陆地区的天然气短缺情况，降低对储气库需求的急迫性。

　　天然气的季节性调峰应以推动天然气在地区之间的自由流动为主。这首先需要国家进一步推进天然气价格改革，理顺天然气上下游价格关系，实现上下游价格联动，推行差别化气价，制定天然气调峰价格和良好的市场协调机制；

　　其次在应急情况下，可针对供需矛盾较为突出的地区，采取一地一策，制定应急天然气供应价格，并有针对性地做好重点协调；

　　第三要加强沟通协商，积极落实进口资源，提高供应保障能力；

　　第四在不断提高政府对企业协调能力的同时，继续加强机制建设，形成企业之间自发的相互协调机制，确保冬季用气的互供互保。

　　长期来看，对天然气季节性调峰问题的解决，还应通过市场机制，由供气企业、主要消费者参与的市场决定天然气交易价格，并由市场进行资源调配，通过价格等手段引导天然气的合理消费，同时结合政府调控，确保民生用气。