近年来，在“双碳”战略深入推进和新型电力系统加速构建的背景下，我国天然气发电总体呈现装机快速增长、区域布局高度集中、顶峰保供作用日益凸显、发电用气稳步提升等显著特征。

装机规模持续快速增长。“十四五”期间，我国天然气发电新增装机超过6000万千瓦，其中，2025年新增天然气发电装机超过2000万千瓦。截至2025年底，我国天然气发电装机容量达1.61亿千瓦，约占电力总装机的4.1%。然而，从国际比较来看，我国天然气发电的发展水平仍明显偏低，装机占比远低于2024年全球22%的平均水平，与美国42%、英国37%的差距更为显著。

区域布局高度集中。 我国天然气发电呈现“东多西少、高度集中”的特征，主要布局在长三角、珠三角、京津冀和川渝等经济发达、负荷集中的地区。其中，广东省是天然气发电装机容量最大的省份，其装机容量约占全国总装机容量的三分之一，江苏、浙江、北京、上海等省市紧随其后，五省市天然气发电装机规模占全国总规模的比重超过70%。

顶峰保供作用日益凸显。 天然气发电在迎峰度夏、迎峰度冬等电力保供关键时期的顶峰能力显著增强。2025年夏季，多地天然气发电机组在极端高温下发挥了重要支撑作用，华电内江白马燃机项目、川投达州燃气电站二期等项目相继投产，大幅增强了川渝地区顶峰能力。

发电用气稳步提升。 2025年，我国天然气消费量量为4325亿立方米，“十四五”期间年均增速5.6%，其中，发电用气量超过750亿方，“十四五”期间年均增速7.8%，发电用气占天然气消费比重保持在17%左右。

美以伊冲突对

我国气电保供的短期影响

2026年2月底，美国和以色列联合对伊朗发动军事打击，冲突迅速外溢至能源领域，霍尔木兹海峡航运近乎中断，全球液化天然气（LNG）供应骤减近20%。受此影响，欧洲和亚洲天然气价格大幅上涨，亚洲液化天然气价格在3月上涨了94%，欧洲天然气价格上涨了59%。作为全球第一大天然气进口国，我国天然气对外依存度约40%，外部市场的剧烈震荡不可避免地向国内传导，对天然气发电保供形成多维度压力。

从供应端看，卡塔尔与阿联酋是我国LNG的关键来源地，二者合计占我国LNG总进口量约30%。据标普全球测算，若中东地区供应中断持续，中国每周需寻找6船替代货源。尽管我国天然气进口结构不断优化、“陆海并举”格局初步形成，且冲突爆发时已临近采暖季尾声、需求季节性回落提供了一定缓冲，但若冲突长期化，供应紧张形势将日趋严峻。

从价格端看，进口成本高企已对天然气发电的经济性构成直接冲击。 2026年5月，国内LNG市场价格已冲破6300元/吨大关，部分地区触及7150元/吨高位，进口LNG现货到岸成本达到7000元/吨以上，国内接收站出站价虽处高位仍难以完全覆盖进口成本。对于燃气发电行业而言，作为燃料成本主导的产业，气价攀升直接推高发电成本，在电价疏导不畅的地区，燃气发电企业经营压力陡增。

从传导路径看，区域供需错配放大了保供风险。 进口LNG主要供应东南沿海，国产气和进口管道气主供北方和中西部，而长输管网的节点瓶颈限制了西北富余资源向沿海的高效流动。一旦迎峰度夏期间出现极端高温，东南沿海将被迫在国际市场抢购高价现货，天然气发电成本飙升与电力保供压力相互叠加。2025年迎峰度夏期间，国家管网集团通过气电保供协调机制，实现最高日下载量达6.45亿立方米，高出历史同期日极值1200万立方米，充分说明了天然气发电保供面临的季节性高峰压力，而今年美以伊冲突带来的供给冲击，使得这一季节性挑战变得更加严峻和不确定。

天然气发电在新型电力

系统中功能定位

在我国新能源装机占比已接近50%并持续攀升的背景下，电力系统对灵活性资源的需求急剧增长，天然气发电凭借清洁低碳、灵活高效、布局灵活等多重优势，在新型电力系统中承担着不可替代的战略作用，仍具有较大的发展潜力。

一是灵活调节的“稳定器”。 燃气机组启停速度快，调节能力强，从启动到满负荷运行只需约1小时，联合循环机组调峰能力可达70%以上，单循环机组可达100%，能够有效平抑风电、光伏发电的间歇性和波动性。在江苏、上海、浙江等地，随着风光新能源装机的增加，燃气轮机启停次数持续增长，每年平均启停都在300次以上。天然气发电还可以通过合理调度，减少天然气消费峰谷差，实现天然气与电力的双向调峰。

二是电力保供的“压舱石”。 相比煤电和核电，燃气电站建设周期大大缩短，且对占地面积要求较低，可灵活布置在负荷中心。在新能源出力不足叠加负荷高峰的极端场景下，天然气发电是可快速启动的可靠容量保障。特别是在大规模、长时储能技术尚未突破的当下，燃气发电仍是应对迎峰度夏、冬季寒潮等极端天气的重要保障。

三是能源转型的“桥梁”。 天然气发电的单位碳排放仅为超超临界煤电的一半左右，几乎不排放二氧化硫和粉尘，在从以化石能源为主向以新能源为主的转型过程中，天然气发电是现阶段替代煤电、降低碳排放最现实的选择。远期来看，燃气机组还具备掺氢燃烧甚至纯氢燃烧的技术潜力，可为未来零碳能源体系保留灵活调节能力。

天然气发电可持续发展

面临的主要困难

尽管天然气发电在新型电力系统中的重要作用已成共识，但其高质量发展仍面临多重制约，气电协同运行存在深层次矛盾。

气源保障存在不确定性

我国天然气对外依存度较高，长期维持在40%左右，国际天然气市场的剧烈波动直接冲击国内气电的经济性和运行稳定性，部分电厂在气源紧张时面临被限供、停供的风险。在迎峰度夏、迎峰度冬等关键时期，气源的稳定保障直接关系到天然气发电顶峰出力能力。 美以伊冲突及其引发的全球LNG市场剧变深刻揭示了一个基本事实，我国气电协同体系的构建不能仅着眼于应对季节性发电用气高峰的短期调度，而必须将国际地缘政治冲突引发的极端供应中断风险纳入常态化考量，建立能够承受极端冲击、具备快速恢复能力的安全韧性体系。

价格机制尚不完善

价格机制是燃气发电行业发展最核心的制约因素，当前我国天然气发电上网电价实行“一省一策”，单一制电价与两部制电价并存，存在主要问题一是容量电价标准偏低，难以覆盖全部固定成本，无法充分补偿机组的投资和备用成本。以广东为例，2025年7月将天然气发电容量电价从100元/千瓦/年提升至264元/千瓦/年，大幅提升了天然气发电固定成本回收比例，但多数省份的容量电价水平远低于此。二是气电价格联动不到位，气价上涨时成本传导不及时，增加了燃气电厂的经营压力。三是相较于煤电，天然气发电上网电价普遍是煤电的1.5-2倍，在电力市场竞价中处于明显劣势。

市场机制不健全

当前，全国统一电力市场建设仍在推进过程中，天然气发电的灵活性价值尚未得到充分体现和合理回报。全国碳市场对燃气机组的减排激励力度有限，碳价水平偏低，天然气发电较煤电的低碳优势未能充分转化为经济优势。在电力现货市场中，新能源大规模入市后电价走低，进一步压缩了天然气发电的电量收益空间。部分地区已放开天然气发电参与电力市场，但辅助服务市场定价仍难以全面反映其灵活调节带来的全系统经济性收益，燃气电厂“备而少发”的成本缺乏完全疏导渠道。

调度运行机制存在矛盾

气-电两条产业链在运行机制上存在明显的衔接不畅。天然气合同周期与电力市场交易周期不匹配，天然气购销合同一般按年度签订，但电力市场交易已实现月度、日前、实时等多时间尺度，天然气交易和电力交易存在周期错位。天然气合同中“照付不议”机制、最大/最小日用气量限制和偏差结算条款，与电力调度对燃气机组频繁启停、快速爬坡的需求存在冲突，制约天然气发电灵活调节能力的发挥。此外，天然气和电力基础设施规划建设缺乏有效衔接，部分地区天然气发电项目已投产但配套管网尚未到位，影响正常运营。

顶层设计有待完善

尽管天然气发电作为新型电力系统重要组成部分已形成广泛共识，但国家层面的发展定位、目标、布局与路径尚不清晰，尚未出台统一的专项规划，企业对天然气发电的规模化发展仍存在疑虑。此外，天然气发电部分核心技术装备仍受制于人，产业链自主可控能力有待提升。

构建气电协同长效机制的建议

针对上述困难与矛盾，建议从顶层设计、价格机制、市场建设、产业链协同、技术创新等五个维度系统施策，加快构建气电协同长效机制。

完善顶层设计，因地制宜发展气电

建议结合“十五五”能源规划编制，在国家层面进一步明确天然气发电在新型电力系统中的作用和地位，制定科学合理的发展目标、区域布局和配套政策。根据不同地区的电力供需形势、新能源消纳需求、气源保障能力和电价承受能力，实施差异化的发展策略。

针对长三角、珠三角等经济发达、天然气发电装机规模大、LNG进口依赖程度高的地区，需要推进LNG长协气源的多元化，降低局部地区地缘冲突对天然气供应的潜在风险，提升储气设施对天然气发电的定向保障能力，并加强区域内LNG接收站、储气库群与关键管输通道的互联互通，实现天然气资源跨区及区域内的灵活调配和余缺互济；针对京津冀、东北等受中亚管道、中俄东线等陆路通道辐射的区域，适度布局大型天然气发电项目，在北京和天津可作为清洁的基荷电源，在冀北、吉林等地高比例新能源地区为电网提供灵活调节能力；针对四川盆地、新疆等内陆自产气及管网枢纽区域，气源自主可控且具有一定成本优势，可在成都、重庆可利用管网枢纽站布局天然气发电，提升负荷中心电力保供能力，在新疆将天然气发电作为风光火储一体化大基地中的灵活调节电源，支撑大规模新能源的稳定外送。

健全价格机制，合理疏导成本

价格机制是天然气发电可持续发展的关键。一是在全国范围内推行天然气发电两部制电价政策，科学核定容量电价标准，实现对固定成本的基本全覆盖。二是将重点发电项目用气纳入“保供清单”，提高发电用气在资源分配中的保障优先级，通过中长期或年度合同满足电厂基础用气需求，稳定燃料成本预期。三是完善气电价格联动机制，提高联动比例，缩短联动周期。

深化市场建设，释放气电灵活价值

一是加快推进全国统一电力市场体系建设，积极推动天然气发电全面参与电能量、辅助服务等电力市场交易，通过市场化方式发现和兑现气电的灵活调节价值。二是探索建立市场化容量补偿机制，推动由补偿传统机组固定成本缺额向市场保障系统长期容量充裕度转变，逐步形成“电能量+容量”的两部制市场价格体系。三是优化碳市场机制，将天然气发电的减排价值显性化，增强其在电力市场中的竞争力。四是丰富辅助服务交易品种（如快速爬坡、黑启动等），使天然气发电的多维价值均能通过市场得到回报。

加强机制衔接，推进气电协同

一是同步天然气年度合同签订时间与电力年度交易时间，解决两个市场的时间周期错配问题。二是优化天然气购销合同照付不议机制、放宽最大/最小日用气量的限制，降低偏差考核标准，使燃气电厂能够更加灵活地参与电力市场交易和电网调度。三是大力推广“气电联营”模式，推进天然气发电与天然气上游企业、可再生能源企业联营发展，实现上下游协调共赢。

加强科技创新，提升自主可控能力

一是重点支持重型燃气轮机核心技术攻关，加快突破热端部件设计制造、先进控制系统等“卡脖子”技术，不断提升产业自主可控能力。二是推进燃气发电数字化、智能化技术研发应用，提升机组运行效率和调节性能。三是加大对掺氢燃烧、纯氢燃机等前沿技术的研发支持，为气电从“低碳”迈向“零碳”预留技术通道。

来源：许传龙  尤培培   电联新媒