原标题：京津冀地区天然气供需形势分析及储运设施发展建议

文/向艳蕾 刘汝康 周大可 汪青鑫，国家管网集团工程技术创新有限公司，当代石油石化2025年第5期

2024年我国天然气表观消费量达4260亿立方米，较2023年增加315亿立方米，同比增长8.0%。随着经济持续复苏、管网覆盖范围持续扩大以及产业绿色转型升级政策实施，预计未来我国天然气需求将持续增长。国内机构预测，2025年我国天然气表观消费量将达到4300亿~4500亿立方米，到2030年达到5500亿~5700亿立方米。京津冀地区作为我国北方经济规模最大、最具活力的地区以及大气污染防治的主要区域，能源消费面临转型发展压力，对清洁能源需求迫切，天然气市场需求潜力大，是我国天然气资源保供的重点地区。2023年京津冀地区天然气表观消费量约占全国天然气表观消费量的13%。

结合全国天然气管网总体布局，东北、中西部地区的天然气资源均通过干线管网向京津冀地区输送，满足京津冀地区市场需求后，富裕资源南下供应河南、山东等地区。通过梳理京津冀地区天然气管网、液化天然气（LNG）接收站和储气库的建设情况，采用项目分析法预测未来用气需求，分析现状和预测2025年、2030年京津冀地区天然气供需平衡情况，提出资源供应和储运设施建设的解决方案，对实现能源安全稳定供应、推动京津冀地区协同发展具有重要意义。

1区域储运设施建设现状

1.1天然气管网

京津冀地区已基本实现天然气干线管道的全面覆盖，形成了“外部三方供应通道、内部互联互通成网、富裕资源南下外输”的总体布局。供应通道主要包括东北通道、中西部通道和海上通道。其中，东北来气通道包括中俄东线长岭—永清、永唐秦管道，输气能力共计348亿立方米/年，主要输送进口俄罗斯天然气资源；中西部来气通道为陕京系统，输气能力共计600亿立方米/年，主要输送长庆气田天然气资源；海上来气通道包括唐山LNG外输管道、新天LNG外输管道、天津LNG外输管道、蒙西管道、北燃LNG外输管道，输气能力共计467亿立方米/年，主要输送唐山、天津地区的进口LNG资源。区域内在永清、安平、沧州、宝坻、高丽营等节点实现了区域管网互联互通。南下外输通道主要包括中俄东线南段、冀宁线，输气能力共计299亿立方米/年，主要将京津冀地区的富裕资源输往山东地区（见表1）。

1.2LNG接收站

京津冀地区已投运5座LNG接收站，分布在唐山和天津。唐山已投运2座，中国石油唐山LNG接收站接收能力达650万吨/年，曹妃甸新天LNG接收站接收能力达600万吨/年；天津已投运3座，中国石化天津LNG接收站接收能力达1000万吨/年，国家管网集团天津LNG接收站接收能力600万吨/年，北燃南港LNG接收站接收能力500万吨/年。京津冀地区LNG年供应能力合计3350万吨/年，日供应能力合计2.17亿立方米/天（见表2）。

1.3储气库

京津冀地区共计10座储气库（群），设计工作气量101.08亿立方米，最大采气能力可达8701万立方米/天（见表3）。

2天然气供需现状

2.1天然气消费现状

总体来看，京津冀地区是我国重点天然气消费市场。2023年3省市消费量524亿立方米，约占全国消费总量的13%。其中河北省消费量最大，为210亿立方米；北京市和天津市分别消费204亿立方米和110亿立方米。从消费结构来看，工业、采暖、发电在2023年京津冀地区天然气消费中占比较大，分别为27.9%、27.3%和26.0%；其次是居民、公共服务、交通用气，分别为7.8%、5.4%和4.5%；化工用气占比最小，为1.2%。

从消费不均匀性来看，天然气市场中不同用户的用气情况并非是均匀的，而是在不同时段不断发生变化，这是天然气市场的一个显著特征。用气不均匀性可以借助月不均匀系数来表示，指当月的日均用气量和全年日均用气量之比。月不均匀系数与多种因素相关，如地域情况、气候条件、政策导向等。京津冀地区冬季采暖用气需求较大，冬夏季天然气消费峰谷差较大，用气量最大值一般出现在12月或1月，月不均匀系数在1.7以上，北京市高月系数超过2.0。

2.2天然气供应现状

京津冀地区是我国较早使用天然气的地区之一，气源相对丰富，总体形成“以长输管道供应为主、进口LNG供应为辅”的局面。2023年天然气资源供应京津冀地区总量约760亿立方米。长输管道主要包括中俄东线中段、永唐秦管道和陕京系统，2023年中俄东线中段和永唐秦管道供应量120亿立方米，陕京系统供应量420亿立方米，长输管道供应量约占总供应量的70%。进口LNG主要来自唐山和天津地区的LNG接收站，2023年唐山地区进口量为80亿立方米，天津地区进口量为120亿立方米，进口LNG供应量约占总供应量的25%。此外，华北油田、大港油田、克旗煤制气（通过大唐煤制气外输管道供应）等国产气资源供应量较少，2023年供应量为20亿立方米，约占总供应量的5%。

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2.3供需平衡分析

总体来看，京津冀地区天然气资源现状是供应量满足用气需求，2023年富裕天然气资源276亿立方米，通过中俄东线南段、冀宁线等管道输往河南、山东等地区。

3天然气供需预测

3.1天然气需求预测

随着经济持续复苏、能源低碳转型需求不断增长，以及天然气储运设施布局的进一步完善，预计未来京津冀地区天然气市场仍具潜力。综合考虑3省市的天然气利用现状，结合未来经济形势、能源政策等因素，采用项目分析法、能源消费比例法进行需求预测[13]。预计2025年京津冀地区天然气需求将增至565亿立方米，2030年达到677亿立方米，“十五五”年均增速约3.6%（见表4）。

京津冀地区用气季节性波动较大，结合历史消费数据，预测“十五五”期间北京、天津、河北3省市高月不均匀系数分别为2.2、1.6、2.0。根据GB50028—2006《城镇燃气设计规范（2020年版）》中不均匀性系数的定义，结合年需求量预测和高月不均匀系数进行计算，预计京津冀地区2025年高月均日用气量达30619万立方米/天，2030年达到36334万立方米/天（见表5）。

3.2天然气供应预测

3.2.1管道气

东北来气主要为进口俄罗斯天然气，2023年供应京津冀地区总量为120亿立方米。在当前俄乌冲突背景下，俄罗斯将东亚和南亚作为主要目标市场的意愿愈加强烈，中俄天然气合作前景广阔。随着西伯利亚力量管道科维克塔—恰扬达段投产，俄罗斯向中国供气的能力将进一步增加，预计2025年将达到380亿立方米/年。另一方面，2022年2月俄罗斯天然气公司与中国石油签订了中俄远东100亿立方米/年的天然气供应合同，预计2026年实现供气。因此，未来东北来气供京津冀地区的资源量将进一步增加，预计2025年增至260亿立方米，2030年达到370亿立方米。

西部来气主要为长庆气田天然气和部分西北地区天然气，2023年供应京津冀地区总量为420亿立方米。长庆气田作为我国最大产气区，以每年增产逾30亿立方米的速度，建成国内首个年产500亿立方米战略大气区，未来将继续保持增储上产趋势。由于西气东输三线中段即将投产，部分西北地区天然气主要通过西气东输三线输往河南、湖北，向京津冀地区的供应量相应减少。

综合来看，未来中西部供应京津冀地区资源总体保持稳定，预计输送量将维持在430亿~450亿立方米/年。

3.2.2进口LNG

“十三五”期间，中国LNG接收站运行负荷率长期处于70%以上，高于国际接收站平均运行负荷水平。“十四五”期间，随着新接收站的建设和投产，总体规模持续增长，我国接收站设备设施平均利用率出现回落，2023年京津冀地区LNG接收站平均负荷约50%。考虑到京津冀地区用气需求快速提升以及冬季调峰需求大的特点，未来LNG接收站整体负荷率维持在60%左右，预计2025年京津冀地区进口LNG供应量将增至220亿立方米，2030年达到270亿立方米。

3.2.3本地资源

京津冀地区本地天然气资源主要包括冀东油田、大港油田、华北油田。此外，克旗煤制气通过大唐煤制气外输管道供应北京市。京津冀地区本地资源规模相对较小，但各油田产区仍在持续推进稳产增产[17]。2023年京津冀地区本地天然气资源供应约20亿立方米，未来供应量呈稳中有升的趋势，预计2025年将增至27亿立方米，2030年达到35亿立方米。

3.3供需平衡分析

天然气供需状态的变化对于天然气供应安全具有重要影响，一方面能够宏观描述整个区域需求和供应能力的关系，确定区域资源富裕或缺口的情况，提出资源配置方案建议；另一方面结合供应渠道和宏观流向，能够提出储运设施布局的建议。因此，结合天然气需求和预测结果，从年供需平衡和日供需平衡2个方面开展供需平衡分析。其中，年供需平衡根据未来资源市场的变化，重点分析各资源通道的输送能力与输送需求是否匹配；日供需平衡根据未来区域调峰需求和可供资源量，重点分析区域调峰缺口和调峰保供方案。

3.3.1年供需平衡

结合京津冀地区资源供应和市场需求的变化情况，开展供需平衡分析（见表6）。

“十五五”期间，资源供应量将大幅提升，相比现状增加250亿立方米/年，主要来源于进口俄罗斯天然气资源增加，同时进口LNG供应量也有一定程度的增长；区域市场需求稳步增长，相比现状增加153亿立方米/年，主要来源于天津市、河北省。根据供需平衡分析结果，天然气资源南下外输需求将大幅提升，预计2025年将增至362亿立方米，2030年达到449亿立方米。京津冀地区将从我国天然气重要的“消费中心”逐渐向“消费中心＋资源枢纽”的双重定位转变。

当前京津冀地区富裕资源主要通过中俄东线南段、冀宁线进行外输，通道总能力为299亿立方米/年，预计2030年外输能力缺口将达到150亿立方米。结合年供需平衡分析结果，“十五五”期间，现有管网主要存在两方面瓶颈：一是东北来气通道能力不足，预计2030年通道能力缺口为120亿立方米，无法保障东北资源供应需求；二是南下外输通道不足，不能有效发挥资源集散枢纽作用。

3.3.2日供需平衡

从全国高月均日用气特性来看，中西部、京津冀地区是我国最主要的调峰市场，其用气量波动较大，对调峰的要求较高。仅凭需求侧管理方面难以将峰谷差降至预期目标，必须通过调峰方式优化、上下游协调、天然气储备建设来应对峰谷差带来的调峰压力。季节调峰主要依靠LNG、地下储气库及上游资源调度等方式解决。

从调峰方式特性来看，气田调峰对于气田具有不可逆的影响，LNG现货调峰成本较高，管道气调峰带来的输送量波动不利于调度运行，储气库调峰在成本、功能、灵活性方面更具优势。同时，京津冀地区、东北地区储气库现状规模和增长潜力较大，因此高月均日情景下考虑南下外输资源量全年稳定供应，以调峰需求为导向，优先利用京津冀地区本地储气库进行调峰。

根据分析结果，预计2030年京津冀地区高月均日天然气总需求将达到4.8亿立方米/天，管道气、进口LNG和本地资源日均供应量为3.0亿立方米/天，调峰供应缺口约1.8亿立方米/天（见表7）。

目前京津冀地区本地储气库最大采气能力约0.9亿立方米/天，因此，在管道气、国产气田气按平均供应量稳定供应的条件下，仅依托京津冀地区本地储气库无法满足调峰需求，仍需其他调峰方式补充供应约0.9亿立方米/天。

剩余调峰缺口可通过京津冀地区本地LNG接收站或东北地区储气库进行补充。一方面，京津冀地区本地LNG接收站气化外输总能力已达到2.17亿立方米/天，在LNG资源全量外输的情况下能够补充剩余调峰缺口；另一方面，东北地区辽河、大庆等储气库均具备进一步扩容的条件，具有兼顾京津冀地区调峰的资源潜力。

4结论与建议

4.1结论

1）京津冀地区现状天然气资源供应充足。京津冀地区是我国重要的天然气消费中心，2023年市场消费量为524亿立方米。资源主要由东北来气、中西部来气、进口LNG和本地天然气资源供给，2023年总供给量760亿立方米。消费余量通过南下天然气通道外输至河南、山东等地。

2）京津冀地区未来将逐渐向“消费中心＋资源枢纽”的双重定位转变，预计2030年资源供应总量将达到1125亿立方米，本地消费677亿立方米，南下外输449亿立方米。“十五五”期间存在上游资源通道（东北来气通道）、下游疏散通道（南下外输通道）输送能力不足问题，需加强相关通道能力建设。

3）京津冀地区天然气调峰需求较大，预计2030年京津冀地区高月均日天然气调峰供应缺口约1.8亿立方米/天。本地储气库最大采气能力约0.9亿立方米/天，无法满足调峰需求，还需加强与东北储气库及本地LNG接收站的合作，构建多元调峰体系。

4.2建议

1）拓展天然气高效利用，推进能源低碳转型。

京津冀地区在未来一段时间内，仍将是国内天然气消费的重要市场。面对清洁能源转型的迫切需求，考虑风电、光伏等可再生能源的随机性、波动性，应进一步加大天然气在交通、供暖、发电等领域的多元化应用，通过政策引导和技术创新，有效释放天然气需求潜力。在促进区域能源结构优化的同时，为减少碳排放、实现“双碳”目标提供有力支撑。因此，加强市场培育，提升公众对天然气清洁能源价值的认知，是推动京津冀地区天然气市场持续健康发展的关键。

2）优化天然气资源配置，完善多元化供应体系。

京津冀地区应充分利用国产气与进口管道气的双重优势。通过深化与俄罗斯等国的能源合作，稳定引进俄罗斯天然气资源，同时依托长庆气田等国内重要气源地的增储上产，确保区域天然气供应的稳定性和安全性。在此基础上，LNG作为补充气源，其长期协议采购应充分考虑价格竞争力，以实现资源配置的合理化，降低采购成本，增强区域能源供应的灵活性和韧性。

3）加快重点通道建设，构建资源集散枢纽。

通道建设是保障天然气稳定供应的基石。京津冀地区是典型的资源集散区域，为满足资源疏散需求，应加强上下游即东北通道和南下通道的基础设施建设，特别是加强东北地区的资源输入能力，确保冬季供暖高峰期的资源充足。同时，提高南下外输能力，将京津冀地区的天然气资源有效辐射至更广泛的区域，促进全国能源市场的互联互通，在缓解区域能源供需矛盾的同时，提升整个能源体系的运行效率。

4）加强应急储备建设，保障冬季调峰需求。

京津冀地区应建立以储气库为主、LNG为辅的多元化调峰体系。充分利用本地及东北地区丰富的储气库资源，发挥其调峰能力，同时加强对现有储气设施的改造升级，提高其存储效率和应急响应速度。此外，通过与LNG接收站和贸易商的紧密合作，确保在极端天气或突发事件下，能够快速调用LNG作为补充气源，保障区域天然气供应的连续性和稳定性，有效应对能源市场不确定性，保障能源安全。