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| 天然气或将成为新型能源体系的“稳定器” |
| 来源：上海石油天然气交易中心 时间：2026/10/28 |
今年3月以来，国际原油(607, -8.60, -1.40%)价格持续在100美元/桶高位震荡，东北亚现货LNG价格突破20美元/百万英热单位。高气价显著抑制了国内天然气消费，市场上也由此出现一种看法：随着风光新能源快速发展，天然气将逐步退出能源舞台。事实上，寒潮、晚间高峰时段风光出力衰减，电力系统亟须可兜底的灵活调节资源，新能源渗透率越高，这一需求越强烈，天然气最适合承担这一功能。
国内稳产增储与多元进口格局
双重保障稳定供应
国内气源稳步上产，“压舱石”作用持续巩固。我国天然气产量已连续9年每年增产超百亿立方米，2025年达2621亿立方米，对外依存度稳定在40%左右。《石油天然气发展“十五五”规划》（简称《规划》）提出2030年产量目标约为3000亿立方米，年均增量约为76亿立方米。
天然气增产重心由常规气转向非常规与深层气，形成川渝海相页岩气、鄂尔多斯与塔里木深层碳酸盐岩气、渤海湾与珠江口深水气、沁水及鄂尔多斯深层煤层气“四路并进”格局，配套八大油气战略保障基地与老油田“压舱石”工程。同时支持煤制气发展，辽宁阜新项目已投产，新疆准东3个项目推进，预计2030年总供气规模在150亿立方米左右，成为有效补充。
国际资源趋向宽松，海陆双通道进口格局更趋灵活。全球LNG液化产能进入新一轮投放周期，预计2030年总产能接近7亿吨/年。需求端，欧洲与日本、韩国等发达经济体消费基本达峰。供需整体趋于宽松，为我国拓宽气源渠道、优化采购合约提供有利契机。
我国已形成西北、东北、西南、海上四大进口通道，管道设计年进口能力为1050亿立方米，LNG年接收能力达1.7亿吨。“十五五”期间，俄罗斯远东通道、中俄东线北段复线建成后，陆上能力提升至1200亿立方米/年；营口、烟台、如东等一批沿海LNG接收站陆续投产，总接收能力增至2.5亿吨/年。
2030年四大通道合计年进口能力可达4700亿立方米，通道输送能力富余度充足，总输送能力显著高于预期进口规模，海陆互济、相对均衡、多元宽裕的战略通道格局更加完善。
储气设施与“全国一张网”
构筑强大系统缓冲能力
完善的储备体系叠加调度灵活的“全国一张网”，构成储运侧韧性底座，保障极端场景供气连续，在新能源出力波动、保供紧张时段快速补位。
多层次储气责任体系落地，储气规模持续提升。我国《能源法》要求统筹实物、产能、矿产地储备，压实政府与企业储备责任；《石油天然气基础设施规划建设与运营管理办法》等文件明确供气、管输、城燃企业及地方政府要落实“3个5%+5天”分层次储备要求。
截至2025年底，我国已建成地下储气库（群）46座，工作气量约310亿立方米，叠加LNG储罐后，总储气能力达540亿立方米，约占天然气年消费量的12.4%。《规划》提出2030年储气量占消费量的13%以上，对应工作气量约为700亿立方米。
“十五五”时期，按照通道枢纽、主要产气区、负荷中心统筹优化储气设施布局。地下储气库承担跨季调峰与战略储备，沿海LNG储罐负责冬季保供与应急响应，城镇燃气设施承担日内调峰与局部保供，大型工业合同储气设施构成分布式储备。按进口气量规模测算，四层储备协同可形成约120天量级的应急缓冲能力。
干线管网加速织密，“全国一张网”调度效能持续增强。截至2025年底，长输管网运营里程13.4万公里，一次输气能力约4200亿立方米/年，基本实现应联尽联。《规划》布局14项干线工程，新增里程约2.2万公里、输气能力超过2200亿立方米/年；预计2030年管网总里程达到15万公里、一次输气能力突破5000亿立方米/年。西气东输四线、俄罗斯远东管道等骨干工程，打通俄罗斯、中亚、沿海LNG与川渝、塔里木、长庆等气源，实现多区域互济、双向输送。此外，管网数字化与智能调度赋能优化运行，进一步提升调度灵活性。
结构优化与市场机制
释放用气可调空间
我国用气结构持续优化，需求弹性逐步扩大。城镇燃气领域，人口达峰、城镇化放缓，叠加北方清洁采暖电能、地热能等多元替代，天然气消费逐步进入峰值平台期。
工业领域，部分用户正在尝试电能或生物质替代，多种供能系统并存，可灵活调整用气时段与用量，未来天然气利用将聚焦玻璃(1439, -10.00, -0.69%)、陶瓷、氧化铝等对火焰温度有硬约束、难以电气化的领域，筑牢基本盘。
交通领域，LNG车船保有量仍处于上升通道，但在运力高位饱和背景下，LNG需求受价格影响较大。发电是需求弹性最大的领域，气源充足、价格低位时气电多发多用，高气价或供应紧张时由煤电等兜底。
2030年，我国气电装机预计将超过2.2亿千瓦。若年发电利用3000小时，可带动天然气消费1250亿立方米；若降至1500小时，对应用气量将减少一半。
价格与保供机制不断完善，引导需求自主调节。通过价格信号反映资源稀缺性，引导用户消费行为：峰谷气价实现时间维度的弹性，冬季高峰上浮引导工业错峰、储气库夏季注气；可中断气价类似期权工具，用户享受基准低价，在高峰时段自愿减供并获得补偿。
今年10月，《能源保供中长期合同管理办法（试行）》落地，支持合同气量余缺调剂、合规转让；上海、重庆等交易中心持续丰富交易产品，推出中长期、月度、日前、日内交易、合同转让、储气服务、LNG联合采购等品种，市场主体可借此对冲寒潮、价格波动与新能源出力突变风险。
气电调峰价值显性化，从传统燃料消费升级为系统服务资源。《规划》支持因地制宜布局调峰气电，鼓励气电与新能源、调峰设施联营。新型电力系统中，气电的核心价值不再是电量，而是灵活调节服务：9F级机组热态并网不到半小时，90分钟升至满负荷，显著优于常规煤电，在电网实时平衡中不可替代。
在“1+6”电力市场规则下，多地正在构建“气电机组容量电价+辅助服务+现货市场”三维收益结构：容量电价覆盖固定成本，辅助服务补偿调频、备用、爬坡等，现货尖峰电价体现稀缺价值。伴随新能源规模持续增加，纯调峰气电的利用小时数逐步降至1000小时左右，“大装机、小电量”成为新范式：风光大发时气电让位，晚峰无风无光时气电快速补位，天然气从单纯的发电燃料转变为电力系统的灵活服务者。
强化全链条韧性
从过渡能源转向系统常驻稳定器
天然气在新型能源体系中的定位，并非由规划文本直接赋予，而是取决于气源规模、通道冗余、储调能力、需求侧管理与市场化机制共同形成的韧性水平。“十五五”是天然气转型的关键窗口，产供储销全链条须协同发力，通过持续增储上产夯实资源底座，合理平抑气价波动，拓展发电以及难电气化工业领域的应用空间，稳定并培育市场规模。唯有如此，天然气定位才能从过渡角色，转换为新型能源体系中长期可靠的“稳定器”。
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