我国地域辽阔，南北方气温差异较大，用气波动的幅度有所不同。东北、西北、中西部和环渤海地区城市燃气的用气量波动大，尤其是环渤海地区，由于北京采暖用户用气量约占总用气量的60%，所以其用气量波动更为突出; 西南和东南沿海地区城市燃气的用气量波动较小。预测2020年八大天然气消费区（环渤海地区、中西部地区、长三角地区、西北地区、东南沿海地区、东北地区、西南地区、中南地区）调峰需求量占年消费量比例将达11%，其中环渤海地区调峰需求量最大，调峰比例为20.1%; 东北、中西部和西北地区调峰需求量较大，调峰比例分别是17.4%、13.6%和13.5%; 西南和东南沿海地区调峰需求量较小，调峰比例分别为4.4%、1.5%; 长三角和中南地区居中，调峰比例分别是6.5%和8.4%。
各种调峰方式的选择
1、功能分析
1）地下储气库调峰据中国石油规划总院预测，未来一段时间中国天然气市场仍将处于高速发展阶段
天然气地下储气库以其储气压力高、容量大、成本低等特点，成为季节调峰及保障天然气供气安全的主要方式和手段，同时，作为天然气管道输送系统的重要组成部分，地下储气库可以优化天然气基础设施开发，提升管输效率。
另外，地下储气库也在优化气田生产方面发挥着重要作用，地下储气库的消峰填谷作用可以使气田相对平稳生产，避免因市场用气波动造成负荷因子加大，进而影响气田的开发效果。
除此之外，地下储气库还拥有市场所不能实现的政治价值，即在极端天气条件下以及供应遭到破坏的情况下，供应商可以保障持续供应; 其次在天然气市场化程度较高的国家和地区，地下储气库可以从市场价格的变动中提取价值。
2）LNG接收站调峰
LNG接收站在有限的空间内天然气储存量大，动用周期短，能够快速应对天然气的供应短缺。但其投资大，规模小，液化/气化成本高，能耗高，且受制于LNG供应源。因此，这种调峰方式适用于地下储气库储备不足的沿海地区辅助调峰和日、小时调峰。
3）气田调峰
调峰气田除应具有一定的储量规模、地层能量充足、具有短期放产的能力以外，其对气田组分要求比较高，应为单一的纯天然气气藏，同时干线输气能力必须能满足调峰气量外输的要求。
但无论是备用产能还是放大压差调峰，都会对气田正常生产造成一定影响。备用产能调峰后需要适当降低周围气井的产量，来弥补备用产能调峰对气田整体生产能力的影响。而短时间内放大生产压差提高气田产量，很容易造成地层能量消耗过快、边底水入侵、气井出水、出砂，致使气井产能降低或水淹停产，导致气田整体生产能力下降，影响气田的最终开发效果。因此气田调峰对市场来说是不可持续的。
2、调峰成本测算
对不同类型地下储气库、LNG接收站、气田产能的建设投资、运营成本等进行经济比选。在达到既定建设投资和预期调峰工作气量的条件下，计算地下储气库调峰成本。由于冬季管容负荷较高，气田调峰需要占用管道管容，若需长距离输送，管道需要为其预留管容。因此气田调峰需要考虑从气田到市场的管输成本。LNG接收站根据来气气源的不同，在国际原油60美元/桶、80美元/桶、100美元/桶价格下，分别计算; ①新建LNG储罐储存长贸合同气进行调峰; ②利用已建储罐储存长贸合同气; ③利用采购LNG现货进行调峰的调峰成本。
计算结果显示，总体上地下储气库的调峰成本低于LNG调峰和气田产能调峰。在达到既定建设投资和预期调峰工作气量的条件下，地下储气库调峰成本为0.54~1.27元/ m3，加权平均调峰成本为0.89元/m3。气田调峰平均为1.65元/ m3。LNG调峰成本与国际油价密切相关，新建储罐调峰成本为1.49~2.00 元/ m3，LNG长贸气利用现有设施调峰成本为0.88~1.37元/ m3，LNG现货调峰成本为0.51~1.78 元/ m3。
通过对不同调峰方式功能及调峰成本进行比较，得出以下结论：
1）地下储气库储气规模大、具有调峰和填谷的双重作用，仍然是不可替代的天然气季节调峰和储备方式。
2）在低油价形势下，LNG现货调峰成本最低，在市场可完全消化长贸合同天然气的前提下，可利用国际市场上LNG现货进行临时调峰，但这种方式受国际LNG现货市场价格波动和供求关系影响的风险较大; 在目前国际气价水平低、供过于求的现状下，仅从经济性上其调峰成本最低。
3）针对目前地下储气库建设滞后的问题，应充分利用目前国际油价下跌的时机，在国际LNG价格较低的环境下，在沿海地区发挥LNG接收站的调峰作用。
中国储气调峰设施战略布局
针对目前我国资源与市场分离、储气调峰设施分布不均等情况，以安全平稳供气为目标，以效益优先为原则，应优化储气调峰方式，以地下储气库调峰为主，LNG、气田调峰和管网调配作为补充，统筹满足各地区调峰需求，实现天然气业务可持续发展。
东部沿海地区（环渤海地区、长三角地区、东南沿海地区）应针对目前地下储气库建设滞后的问题，充分利用目前国际油价下跌的时机，发挥已建储罐的周转能力有效地弥补地下储气库调峰能力的不足。近期采取地下储气库与LNG调峰并重，同时加大有利建库目标的筛选及勘探，中远期调峰手段逐渐转向以地下储气库为主，LNG为辅（表2）。在四大气区（塔里木、青海、西南、长庆）周边首先应充分利用已建地下储气库进行调峰，当地下储气库无法满足调峰需求时，可利用气田进行辅助调峰。其他地区则应进一步寻找地下储气库建库目标，加快地下储气库建设，以地下储气库调峰为主，管网调配为辅。
随着我国天然气市场的快速发展，天然气季节调峰问题凸显，地下储气库在天然气供应链中的调峰作用日益明显，而面对我国地下储气库建设缓慢，调峰能力不足等问题，在国际油价下跌的大背景下，分阶段、分区域灵活安排多种方式联合调峰，有利于实现效益最大化，保障用气高峰期天然气供应。
对我国目前调峰储气情况的建议
1）在低油价下，LNG现货调峰成本最低，针对目前地下储气库建设滞后的问题，应充分利用目前国际油价下跌的时机，加快沿海LNG接收站的建设进程。
2）鉴于我国东部地区有利库址少，调峰能力不足的情况，应开展渤海湾地区、松辽盆地和南方地区浅层水层建库库址普查与勘探，以及东部高渗透油藏建库目标的筛选评价。
3）对目前正在开发或即将投入开发的、具备改建地下储气库条件的气田，提前做好资源保护和建库前准备工作，适当控制气田的开发速度，保护气田资源，时机成熟时，及时改建为地下储气库。
4）地下储气库建设需要一定的周期，在现有天然气市场供大于求的形势下以及三大天然气进口通道输送能力饱和之前，尽快寻找有利库址，加快地下储气库建设，平衡天然气用气低谷期，提高应急储备和调峰能力。
5）积极推行天然气季节性差价、峰谷差价、可中断气价等价格政策，出台调峰气价机制，充分利用价格杠杆加强需求侧管理，引导用户削峰填谷，控制季节性峰谷差。
