地缘变局下，气电保供调峰再思辨

来源：电联新媒 时间：2026-06-18 17:33

　　“2月末至4月末，广东沿海LNG到站价由3.39~3.61元/立方米上涨至4.71~5.54元/立方米，受气源涨价带动，广东4月单日实时电价均价逼近1元/千瓦时。”

　　“江苏5月浮动天然气价格较3月上涨1.9元/立方米，从3.549元/立方米升至5.456元/立方米，受美以伊冲突影响，下半年天然气发电（以下简称“气电”）成本或增加3亿元。”

　　“美以伊冲突发生至今，上海气电的用气价格自2.84元/立方米涨至3.28元/立方米，气电度电成本与电价倒挂由0.0111元/千瓦时扩大至0.0126元/千瓦时”……

　　美以伊地缘冲突发生后，广东、江苏、上海气电业内人士纷纷向记者表示，气电经营压力大幅上升，即便是苏沪粤等成本承受力较强的沿海区域，气电也面临明显的压力。

　　截至2025年底，全国发电装机约38.9亿千瓦，气电装机总规模达到1.64亿千瓦，占总装机4.2%。在气电的度电成本中，燃料成本占60%以上，美、英等国以气电作为主力电源，气电装机占比超过40%。我国受制于天然气41.4%的较高对外依存度，气电占比偏低。尽管装机占比不高，但凭借系统调节性能优越、污染物排放较少、能量转换效率高等优势，气电在我国电力体系中仍有着不可或缺的重要地位。

　　美以伊冲突持续发酵，与天然气相关的能源安全议题再度成为行业焦点。有业内人士将气电比作“奢侈品香水”，主张将其定位为调峰电源，遵循少而精的建设思路；但也有观点提出，将气电作为保供电源，需适度超前布局气电项目。面对争议，我们并非要在“多建”与“少建”之间“一刀切”出一个非黑即白的答案，而是明确气电的功能定位，通过理顺价格机制，在经济性和安全性的动态平衡中，谋定气电发展的弹性区间。

　　用来调峰还是保供？

　　天然气对外依存度高、发电成本居高不下，气电应该“多建还是少建”“用来调峰还是保供”？回答这一问题，需要先厘清一个核心前提——气电的功能定位。

　　相较煤电、新能源等电源，气电成本处于高位。《全国电力现货市场分析报告（2025年度）》显示，2025年全国发电侧结算均价约0.388元/千瓦时，全年平稳波动，不同电源因系统价值呈现显著分化。调节型电源价格居前，气电0.682元/千瓦时、储能0.640元/千瓦时；常规电源平稳，煤电0.410~0.440元/千瓦时、核电0.377元/千瓦时；新能源与水电偏低，光伏0.323元/千瓦时、风电0.298元/千瓦时、水电0.286元/千瓦时（丰水期降至0.210~0.230元/千瓦时）。

　　“好钢要用在刀刃上”，气电在我国电力系统中应该怎么用、何时用？

　　业内人士陈愚认为，气电最大的价值，在于它是最适合为新能源调峰的支撑性电源，且比煤电清洁，调峰、支撑、清洁三重优势叠满。有人认为新型储能和抽蓄更适合为新能源调峰，因为能充能放、双向调节，但是，新型储能、抽蓄仅具备日内调节能力，且只有被动调峰能力——充放的前提是，电网有电力盈余时。例如，2022年川渝缺电近一个月，抽蓄、新型储能释放完电量后，电网没有盈余电力进行下一次充电，只能停摆。

　　“广东现货电价偏高，主要是把气电用来保供了，海南以后也是这个发展趋势。我们现在亟需明确，气电到底能不能用来保供？”广东省气电业内人士刘波（化名）说。

　　浙江省发改委电力处副处长周震宇表示：“在‘双碳’目标背景下，不能仅盯着气电调节电源属性，应重视其成为主力电源的可能性。目前，浙江后续电力建设已形成气电兜底的格局。这种情况是否会蔓延，值得关注。气电不是要不要建的问题，是在哪里建、何时建的问题，是在控制海外气占比的同时，如何支持重点地区适度推进气电建设的问题。”

　　既然不可或缺，根据“木桶效应”，气电自身的短板将制约其发展上限。谈及气电发展的核心瓶颈时，受访业内人士无一例外给出了同一答案——“除了贵，没毛病”。天然气价格与国际形势紧密挂钩，气电发展离不开安全稳定的供气供应链，而这条供应链比想象中脆弱。

　　俄乌冲突引发管道气危机，继而引起“欧洲溢价”和全球贸易流向重构；美以伊摩擦导致LNG海运危机，更凸显全球供应链的“咽喉”要道风险。据中国海油统计，中东LNG2025年出口合计约9700万吨，约占全球LNG总供应量的23%，其中近九成出口至亚洲，构成了亚洲地区LNG资源基本盘，其中中国约1988万吨，占LNG进口量的29%。

　　霍尔木兹海峡封锁叠加卡塔尔液化设施遇袭受损后，欧亚气价大幅冲高。中国企业签订的LNG合同常用Henry Hub、Brent、JCC、JKM、TTF等多种价格指数，国内与国际市场的定价逻辑存在较大区别，易面临多重价格风险。截至4月14日，亚洲JKM基准价现货涨幅达60%、欧洲TTF现货涨幅40%。截至5月末，全国LNG工厂主流出厂均价5950元/吨，全月综合均价6100元/吨，环比4月上涨13.0%。

　　据了解，我国气电并不全部使用LNG，还包含国产管道气、进口管道气及地方协议用气等。国际LNG涨价会直接冲击沿海、市场化购气比例偏高的气电项目，内陆机组则通过气源置换、门站调价等间接受损。相较现货LNG，管道气价格更为平稳，但进口管道气多挂钩国际油气价格；国产气也会受气源统筹调配、进口成本变动等因素间接影响。

　　陈愚告诉记者：“对比成本，气电是高价‘甜点’、煤电是‘粗粮’。超前建设、产能冗余发展只能考虑‘粗粮’煤电；只有少数电价承受能力较高的地区，才有实力大量吃高价‘甜点’，但也只能现做现吃，提前做、超量做并不可行。”

　　据中石化预测，2025年，全国新增气电装机规模1992万千瓦，再创历史新高，发电用气同比增长40亿立方米，预计2026年投产气电装机规模1200~1400万千瓦。气电本身就“贵”，叠加装机稳步扩容、气源趋紧，经营风险将持续抬升。不少业内人士表示，新项目决策阶段必须把气源保障作为核心论证要素。

　　气电建设节奏“放缓”还是“超前”，取决于建的是什么类型的气电。业内人士表示，以基础负荷为定位、依靠高利用小时数摊薄成本的机组，在当前气价结构下不具备经济性；但以调峰、调频为核心功能的灵活调节机组，不追求高利用小时数，价值主要体现在关键时刻的顶峰能力和对系统安全的支撑。

　　重庆理工大学能源经济与政策研究所所长陈曦认为，气电的价值不在于长期承担基荷发电，而在于系统顶峰、备用、爬坡、快速启停、事故支撑和新能源波动平抑。随着风电、光伏装机快速增长和新能源高比例接入，系统的确需要更多可控、快速、低碳的调节资源，系统对可靠容量和灵活性资源的需求会继续上升。

　　陈曦进一步指出，但“适度超前”应该有三重边界。“第一，要看区域是否真正存在顶峰容量缺口和灵活性缺口；第二，要看气源、管输、储气和调度是否能够支撑；第三，要看容量电价、可靠容量补偿、辅助服务和气电联动是否同步建立。所以，气电发展应基于区域资源禀赋和实际需求，优先布局在负荷较为集中、新能源消纳压力较大、外来电不确定性较高、煤电扩张受约束、气源条件相对较好的地区。”

　　灵活性价值兑现不足

　　气电的建设节奏，除受制于气源保障能力外，还受气和电协同水平、电价形成机制等因素约束。

　　气与电协同方面，“计划气、市场电”的冲突依然存在。刘波告诉记者，尽管天然气管网、电力系统、储能设施和热力系统具备物理互联的潜力，但在实际运行中，多系统间缺乏高效调度与统筹优化。气电缺乏天然气合同量市场化灵活调整机制，与风光发电的互补作用不能充分发挥。气电机组的启停、调节和备用能力，未能与电力系统的需求波动、风光发电出力不稳定等特征深度耦合匹配，造成系统资源调度效率偏低。

　　以上海为例，其气源多为长协进口LNG（占比约6成），管道气以西气东输为主，加上少量川气与东海气。上海气电业内人士告诉记者：“上海月度/日度供气刚性，而用电负荷峰谷波动大，根据上海市气电联调机制，燃气电厂燃料供应由气源调度统筹、发电出力由电力调度管控，气源供气节奏与电网用电负荷、机组发电计划难以精准适配，这是上海气和电长期供需错配的典型痛点。”

　　电价机制方面，气电的灵活性价值未被完全体现。

　　在陈曦看来，气电同时具有三类价值，一是电能量价值，即在高价时段发电；二是容量价值，即在系统顶峰和紧急情况下可用；三是灵活性价值，即快速启停、爬坡、调频、备用和事故响应。但现实中，很多地区仍主要依靠电量电价回收成本，容量补偿不足，辅助服务价格偏低，气价联动不充分，导致气电“承担了系统责任，却没有充分获得系统性收益”。

　　在气电联动方面，燃料成本、电力市场价格和收益机制之间并不匹配。气价上行会抬高燃机边际发电成本，压缩盈利空间；如果现货电价、容量补偿、辅助服务收益和气电联动机制不能同步反映燃料成本、启停成本和调节价值，气电企业就容易出现“承担保供责任，但收益无法覆盖成本”的问题。

　　“目前，气电在电力系统中越来越多承担备用、爬坡、调峰和安全兜底任务，但收入结构仍依赖电量电价和地方性补偿。燃料成本受国际LNG、管道气合同、汇率和运输通道影响，收益端由省内电力市场、容量补偿、辅助服务规则决定，两个市场的风险和联动机制衔接不足。企业承担全球燃料市场风险，这是气电盈利难和投资谨慎的根源。”刘波说。

　　在当前电价机制下，气电面临发不发电均亏损的两难局面。当前国际LNG市场处于量少价高的局面，部分国际长协已启动不可抗力，导致部分国内燃气发电项目的资源供应不足，如选择不发电，就需要在电力现货市场高价履约年度长协发电合同，造成巨额亏损；如选择发电，三大油气供应商限制年度资源供应，只能高价采购现货，1~4月JKM基本维持15美元/百万英热左右水平，高峰期超过20美元/百万英热，折算到厂资源价格超过4元/立方米，在发电市场化竞争形势下，气电不具有竞争优势。

　　据记者了解，广东气电有中长期电量占比不低于90%的约束。从经营层面看，广东气电高度依赖进口LNG，气源成本易受国际地缘、海运行情影响大幅波动，高比例中长期合约电价固定，极易出现气价上涨、电价难同步上调的成本倒挂问题。即便省内已推行气电两部制电价，但低比例气电参与电力现货、辅助服务市场，依然无法通过市场化收益对冲燃料亏损。

　　陈曦说：“没有气源保障、没有容量补偿、没有辅助服务价值回收的新增气电，容易形成财务风险，而不是真正的能源安全问题。气电当前最急迫的问题，是从‘单一电量收益模式’转向包含电能量、容量、辅助服务、低碳环保、气电联动和保供补偿的多元收益模式。”

　　其实，国家已出台配套政策，在容量电价、容量补偿方面给出了制度支撑。《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）提出建立可靠支撑调节电源建设的容量市场，研究按统一标准对可靠容量给予补偿；《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）也明确，省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制，现货连续运行后有序建立可靠容量补偿机制。

　　但实际情况更为复杂。江苏2026~2027年度天然气合同已签订完成，中石油气量93%部分采用固定气价、7%部分挂靠CLD（中国进口现货液化天然气到岸价格）。美以伊冲突发生以来，国际能源价格持续攀升，发电度电成本上升约0.016元/千瓦时。“完全执行气电联动政策在机制上可行，但补贴成本最终会传导至终端用户，推高电价，这一结果难以被用户和政府接受。”江苏气电业内人士说。

　　电价上涨，是系统成本抬升的客观体现。周震宇指出：“新型电力系统的建设必然带来系统整体成本的上涨，这是不可回避的问题。气电作为新型电力系统的重要一环，关键是平衡好转型的力度、速度、广度。可考虑在煤炭深度依赖、可再生能源缺乏的区域重点推进建设气电。气源安全是不可回避的矛盾，需要转变气量平均分配的老路，将天然气转向重点支持转型困难地区。”

　　“十五五”发展走势如何？

　　未来，我国气电行业将呈现怎样的发展格局？

　　先看2026年的天然气市场。中国海油相关工作人员表示，美以伊冲突后，在进口LNG大幅减少的影响下，预计2026年全国天然气供需运行整体平稳可控，但季节性、区域性紧张难以避免。在需求侧，预计4~8月全国天然气消费可控制在同比持平水平，在1566亿方左右。在供应侧，按照国产气同比增长4%，进口管道气稳定供应，在卡气缺位、现货价格高企的背景下，若8月卡气仍未恢复供应，预计4~8月全国天然气可供市场量约1530亿方，全国天然气消费量同比下降2%左右。

　　“当前，国际市场对LNG购销合同灵活性要求显著提升，截至2025年，约60%的长期LNG合同（10年以上）有灵活目的地条款，采购方大多数为资源组合商。受美国关税因素影响，国内采购美国资源仍面临高额关税成本。”上述工作人员表示。

　　那么，“十五五”期间气电有何发展走势？陈愚表示：“气电发展主要取决于地方政府的财政收入和政策，钱袋子是否饱满？是否愿意为气电花钱。”

　　陈曦认为，未来3~5年，我国气电更可能呈现“结构性增长、区域性分化、机制性重估”的格局。

　　第一，区域分化会更加明显。长三角、珠三角、京津冀、川渝等负荷中心和受端电网，对顶峰保供和灵活调节需求更强，气电仍有发展空间；资源型地区如果已有煤电、抽蓄、新型储能和外送通道支撑，新增气电会更谨慎。第二，新建项目会更加重视功能定位。高效H级、F级燃机、冷热电联供、数据中心和产业园区综合能源项目，以及与储能、虚拟电厂、需求响应协同的项目，更容易获得政策和市场认可。第三，收益机制会逐步重构。浙江已经推动统调天然气机组全电量参与现货市场，同时研究放开发电用气计划、容量电价回收固定成本比例和气电联动系数，这说明气电入市正在从“计划电价保护”转向“市场出清+授权合约+容量补偿+气价联动”的组合机制。

　　陈曦的总体判断是，气电仍是我国能源转型中的必要调节资源，但发展逻辑会从“装机扩张”转向“有效容量配置”，从“单纯发电项目”转向“系统安全资源”。

　　刘波表示赞同，未来3~5年，气电装机规模还会继续增长，但盈利逻辑会转变。新增装机主要集中在广东、浙江、上海等沿海负荷中心。沿海省份有相对完善的价格传导机制和气源保障，气电的商业可行性较高；内地省份在现货市场中与煤电和新能源同台竞争，气源成本高、电价空间有限不利于气电发展。从实际供应结构看，2025年，俄罗斯管道气占我国进口管输气的近四成，陆路通道不经过霍尔木兹海峡，在当前地缘格局下具有相对更高的安全性。从功能定位看，气电越来越集中于尖峰保障和辅助服务市场。

理顺市场机制保障能源安全

　　我们讨论气电建设“放缓”还是“超前”，本质是在讨论如何平衡能源“安全性”与“经济性”的矛盾。

　　陈愚认为，近期电力保供优先，随着用电负荷的增长，支撑性电源将继续增长。气电的度电碳排放约为煤电的40%，中期碳排放达峰之后，部分煤电可能被气电替代。当前，宏观上我国国力在提升，微观上国内油气企业或将获取更多的海外资源。例如，今年的美以伊冲突，我国因提前做好油气资源多元化、储备的工作，受到的影响比欧洲、日本小，未来我国将能接受更高的天然气对外依存度。

　　陈曦表示，短期看，气电成本高于煤电，度电成本又受国际气价影响，的确属于比较贵的调节性电源。若只按电量电价竞争，气电经常处于不利位置。但长期看，气电的价值要放在新型电力系统整体成本中衡量。新能源占比越高，系统越需要能够随时响应的可控资源。如果缺少气电、抽水蓄能、新型储能、需求响应等调节资源，新能源消纳成本、备用成本、限电风险和系统安全风险都会上升。气电的长期收益不只是发电收益，更体现在降低系统失衡风险、减少高峰缺电概率、提高新能源消纳能力和降低极端天气下的保供压力。

　　陈曦进一步指出，平衡“电力保供”和“气源安全”，关键是以下三点：第一，气电不能大规模依赖现货LNG，要提高国产气、管道气、中长期LNG合同和储气能力的组合保障，增强气源韧性。第二，气电应优先承担顶峰和调节功能，而不是高小时数基荷运行。这样既能发挥其系统价值，也能减少对天然气总量的刚性消耗。第三，要建立气电联动和应急保供专项结算机制。气价异常、极端天气、政府保供调用、非计划气源采购等情形，不能简单让企业独自承担成本，否则企业不敢投、不愿发，最终影响系统安全。

　　既然国际局势难以预测，那么理顺国内气电价格机制，是能源保供的关键一环。

　　陈曦认为，对政府而言，重点是把气电纳入可靠容量和系统调节资源管理。建议建立气电容量电价或可靠容量补偿机制，将补偿依据从装机容量逐步转向顶峰可用出力、启动成功率、气源保障能力、调度响应能力和事故备用贡献等方面。同时，应完善气电联动机制，对政府授权合约、保供调用电量、极端气价和应急采购气量建立专项疏导机制。政府还应统筹天然气管输、储气、LNG接收站和发电用气计划，避免电力交易和天然气供应相互脱节。

　　刘波认为，应该坚持气电在新型电力系统中的调峰机组定位，同时通过顶层机制设计和商业模式创新，放开高峰时段的电价，充分发挥支撑性电源的顶峰价值。研究将气电与新能源电源深度配合，建立新能源发电、燃气调峰的发电模式，解决目前燃气发电的尴尬地位。

　　对投资企业而言，不能只按传统利用小时和标杆电价测算项目收益。新增气电项目应重点评估五个条件：区域容量缺口、气源保障能力、现货市场价格波动、容量补偿政策、辅助服务收益。对于气源不稳定、容量机制不明确、市场规则不成熟的项目，要谨慎投资。项目收益测算中应纳入气价敏感性、低利用小时情景、极端现货价格情景、启停成本和长期维护协议成本。

　　对运营方而言，核心是从“生产型电厂”转向“市场型电厂”。气电企业要建立交易、燃料、生产、检修、财务和结算的联合决策机制。中长期合约与现货合约应有效衔接，做到“稳现金流、留弹性、控偏差”；现货报价不能只看单个小时价差，而要测算完整开机周期收益；辅助服务收入应作为主业收益组成部分，而不是附加收益。企业还应建立气价预测、现货价格预测、边际成本测算、合约敞口管理和结算复盘系统。

　　陈曦总结道：“破解气电盈利难、风险高的问题，不能靠简单提高电价，也不能靠企业单独消化气价风险，而要通过可靠容量补偿、气电联动、辅助服务定价、授权合约差价结算和应急保供补偿，形成能够反映气电真实系统价值的市场机制。”

　　除了市场机制不畅、气源供应承压外，燃气轮机国产化短板问题同样突出。周震宇提出，依托国内气电规模化发展，倒逼本土燃气轮机产业提质升级、培育新兴产业增长点值得深入探讨。国内气电核心设备制造对外依存度甚至超过天然气气源进口依赖，推进关键装备技术自主可控，已成为与气源保供并行的紧要任务。

责任编辑：刘础琪