盛夏时节，制冷用电负荷呈现刚性上行态势。国家发改委综合研判，今夏全国最高用电负荷将达到16亿千瓦左右，较去年增加9000万千瓦左右，相当于多出1个河南省的用电负荷。入夏至今，南方地区多个省份用电负荷频刷历史纪录，区域用电“热力”全面释放。

　　然而，高温推高制冷用电需求的同时，天然气领域的区域供需矛盾正逐步显现。进口LNG主供东南沿海，国产气与管道气主供北方和中西部，长输管网的节点瓶颈使华东、华南等负荷中心在极端高温下面临用气紧张。承担日内调峰重任的天然气，能否在尖峰时刻跟得上保供节奏？

　　■用电负荷屡创新高

　　今年5月27日以来，广东电网用电负荷三次创历史新高，达到1.7367亿千瓦，比去年最高负荷增长5.3%。

　　随着夏季制冷负荷增高，气电机组效能将集中释放。金联创天然气分析师杜慧洁表示，春节过后华中地区天然气需求步入复苏轨道，储运环节及下游用户逢低补库，带动成交明显好转。“这表明，终端需求从未消失，只是在等待价格信号和季节性窗口。”

　　需求端被高温进一步放大的同时，随着用气需求从温和复苏转向集中释放，管网输气能力却未同步变化。目前，国内LNG市场的区域性供需错配问题依然存在，进口LNG主要经由东南沿海接收站卸载，国产气和进口管道气则主供北方和中西部。

　　需求端冲高与输送通道的刚性约束矛盾，成为区域供需错配在迎峰度夏期间的重要挑战。业内人士坦言，气在北方、用电负荷点在南方，中间管道就那么粗，瞬时流量上不去，局部地区就会吃紧。“平时这套格局能运转，一旦大范围极端高温，华东、华南这些用电大区同时出现用气激增，长输管网的输送能力就成为‘硬约束’。”

　　■积极应对进口成本抬升

　　错配推高成本，而成本又反作用于市场交易。金联创数据显示，东北亚LNG到岸价格从1月初约9.85美元/百万英热单位，攀升至5月底的18.68美元/百万英热单位，涨幅接近九成。进口成本快速抬升，6月1日中国LNG出厂价报6190元/吨。买方等待进一步降价，卖方受制于进口成本并未继续让利。

　　杜慧洁表示，今年迎峰度夏“保供战”中，外部输入高成本与供应链扰动是最大变量。“自今年2月底美以伊冲突爆发以来，霍尔木兹海峡进入大范围受限通航状态，全球LNG贸易的咽喉要道遭遇严重冲击。卡塔尔作为全球核心LNG出口国，其多处核心生产装置因不可抗力停产，导致全球近两成的供应在短期内退出市场。”

　　面对突发危机，中国企业迅速调整采购节奏，主动削减高价现货进口，转而增加来自加拿大、马来西亚和俄罗斯等国的货源，以替代损失的卡塔尔供应量。“尽管6月初中国LNG进口量跃升至每天17.8万吨的高位，但在国际气源供给持续焦灼背景下，全年LNG进口规模仍面临回落压力。这种外部的高昂进口成本，直接构筑了国内LNG价格的‘防跌底线’。”杜慧洁说。

　　■气电仍在调峰“前台”

　　在需求端，燃气发电是夏季负荷尖峰时刻的关键调节手段。杜慧洁表示，受燃气发电用气萎缩拖累及成本倒挂影响，预计今年国内燃气发电量预计将同比小幅下滑。

　　回落原因并不复杂。受燃气发电用气萎缩拖累及成本倒挂影响，气电运行经济性明显减弱。当LNG出厂价超过5900元/吨时，其相对于管道气和替代燃料的竞争力便大打折扣。

　　“这意味着，尽管气电被推上调节前台，但其用气需求持续承压收缩。天气越热、用电越紧张，气电的调峰需求就越具刚性。这种由气候条件主导的短时高峰需求，依然为夏季LNG市场提供了强有力的底部支撑。”杜慧洁指出。

　　国家层面的统筹部署也已到位。5月28日，国家发改委召开迎峰度夏能源保供视频会议，要求做好煤炭、天然气等一次能源的生产和供应，持续推动中长期合同高效履约，对供需平衡偏紧的省份实施“一省一策”应急预案。国家能源局明确，上游供气企业承担气源保供主体责任，国家管网集团承担管道安全运营主体责任，各省做好气源互保、区域互济、气电协同。

　　同时，国家管网集团正加速推进“全国一张网”建设，通过西气东输四线等骨干管网的互联互通，大幅提升“北气南下”与“南气北上”的灵活调配能力。作为能源应急体系“稳压器”，储气库也正在发挥“定海神针”作用，为应对尖峰用气和冬季保供蓄足底气。