迎峰度夏，气电彰显关键作用
中海油研究总院规划研究院院长 杜晓峰
中海油研究总院规划研究院开发规划工程师 王牧原
2026年为“十五五”开局之年，迎峰度夏处于能源保供与电力系统转型叠加的关键期。6月，国家发展改革委、国家能源局印发《新型能源体系建设“十五五”规划》，标志着我国新型能源体系与新型电力系统建设进入全面落地的关键阶段。当下极端天气多发频发、新能源占比持续提升，电力系统对调节资源需求攀升。天然气发电(以下简称“气电”)凭借启停灵活、爬坡能力强、碳排放水平仅为煤电四成的综合优势，可高效承担调峰任务。现从电力保供形势、气电战略价值、央企供能担当、行业发展走势四个维度展开，剖析气电在迎峰度夏中的关键作用。
迎峰度夏，电力保供面临多重考验
国内电力保供承压，清洁电源受限彰显气电价值。2026年迎峰度夏期间，国内电力供需呈现“刚性负荷走高、清洁电源稳定性不足”的双重挤压格局，保供压力较往年显著提升。受超强厄尔尼诺影响，气候格局扰动从供需两侧同步推高电力运行压力。需求端，宏观经济平稳复苏叠加新型基础设施用电扩容，电力消费持续增长;全国大部气温较常年偏高，持续高温驱动居民空调制冷负荷集中释放，晚高峰时段形成尖峰。据中电联预测与国家能源局研判，2026年全国统调最大用电负荷将突破16亿千瓦，较2025年峰值增长近9000万千瓦。供给端清洁能源发电受气候制约明显。水电领域，降水呈“南北多、中部少”分化，长江中下游来水偏枯，三峡等核心电站顶峰能力受限，上游金沙江梯级电站外送受西电东送通道容量约束，难以填补中下游尖峰缺口。光伏受阴雨天气与组件高温衰减双重影响，发电效率折损;风电受异常气候干扰发电功率起伏剧烈，海上风电建设也因台风频发进度放缓。多重因素叠加下，局部省份高峰时段出现阶段性供电缺口，启停灵活的气电成为填补供电缺口、保障电网安全的核心支撑。
国际天然气市场剧烈波动，气电燃料端外部约束加剧。我国天然气对外依存度约40%，气电稳定运行高度依赖全球LNG与管道气源供给。当前地缘冲突持续发酵，国际气市呈高波动局面，气电燃料端面临成本抬升与供给不确定的双重约束。俄乌冲突后欧洲加速转向LNG现货采购，亚欧气价联动性显著增强，全球LNG资源跨区域争夺加剧。2026年二季度荷兰TTF现货价同比上涨32%，亚洲JKM现货价同比上涨近45%，两大基准价走势高度协同。同时中东地缘风险扰动供给，进一步收紧全球LNG流通量。据统计，2025年我国从中东进口LNG约1988万吨，占总进口量的29%，中东供给波动对国内气源保障影响显著。
国内气电面临“顶峰刚需抬升、燃料成本上行、进口供给不稳”三重局面。当前相对平稳的管道气价格为迎峰度夏提供了短期缓冲，但长期稳定性仍需统筹谋划。深化气电协同、优化发展布局，是新型电力系统建设的重要命题。
国内气电产业现状
我国气电产业近年来稳步扩容，调峰保供作用持续凸显。截至2025年底，全国气电装机达1.61亿千瓦，占总装机4.1%;2026年上半年新增1280万千瓦，集中布局于长三角、珠三角、川渝等负荷中心。功能呈区域分化：京粤等地燃煤机组占比极低，气电作为基荷电源运行;长三角等区域重型燃机以调峰为主，凭借启停灵活、爬坡速率快的优势平抑新能源供电波动。
对标全球先进水平，我国的气电发展差距明显。一是装机与发电量占比偏低，全球气电装机、发电量占比均约23%，我国装机占比不足其五分之一，发电量占比仅3%左右;二是发电用气占比差距大，2025年我国发电用气780亿立方米，占表观消费量18%，远低于全球40%的平均水平;三是市场化机制存在约束，气价成本偏高、电价疏导不畅、“计划气与市场电”错配等问题尚存，调峰价值未充分市场化传导，产业内生动力有待增强。
政策驱动，多重支撑筑牢气电兜底能力
气源供给与调度协同体系持续完善，可精准释放气电尖峰发电能力。国家能源局明确强化气源与电力调度协同，保障气电高峰时段“顶得上、发得稳”。国内多元供气体系持续夯实：长庆、塔里木等主力气区常规气、页岩气、煤层气产能稳步释放，2026年预计新增产量超180亿立方米;地下储气库有效工作气量突破200亿立方米，重点库站提前完成夏季注气;沿海LNG接收站年总接收能力突破1.5亿吨，形成多点气源缓冲。此外，“全国一张网”互联互通提速，主干管网管存调节能力提升30%，跨区域气源互济能力增强，为气电顶峰发电提供稳定燃料支撑。
新能源大规模并网背景下，气电是电力系统灵活调节的核心支撑。顶层政策持续加码调峰气电布局，相关指导意见提出在气源有保障、调峰需求大的地区适度布局调峰气电项目，提升系统短时顶峰和深度调节能力;《“十五五”碳达峰行动方案》进一步将“因地制宜建设天然气调峰电站”纳入能源结构优化重点任务。行业层面，新能源扩容持续推高系统调节压力。中国石化经研院2026年中期预判，全年风光新增装机将突破2亿千瓦，但主流调节手段均有局限：电化学储能受成本、运维限制，单站调节规模有限;抽水蓄能电站建设周期6—8年，产能释放滞后于风光装机增速，难以匹配日内波动与极端场景需求。未来5年，“风光+气电”仍是新型电力系统最经济现实的灵活调节组合，气电可覆盖日内短时波动与极端天气全时段缺口，填补储能与抽蓄的能力空白，与新能源形成协同互补。
价格与市场机制逐步健全为气电发挥系统支撑作用提供保障。2026年1月出台的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》正式将气电纳入范畴，按顶峰能力补偿固定成本;国家能源局将气电纳入全国调节性电源监管范围，规范其辅助服务价格与收益机制;全国碳市场对燃气机组单独设定配额基准，施行配额缺口豁免政策，降低运行成本。
“双碳”目标下，气电是化石能源清洁替代的重要过渡选项。《能源领域节能降碳行动计划(2026—2028年)》支持实施气电与新能源融合项目，通过耦合调峰及顶峰、一体化汇集送出等方式实现融合降碳;“十五五”系列规划普遍将天然气定位为衔接传统能源与新型能源体系的纽带，在保障能源安全的前提下推动结构降碳。燃气机组度电碳排放仅为同等级煤电的40%—50%，污染物排放近乎为零，是清洁度最高的化石电源。在新能源尚未完全可靠替代的阶段，气电可平稳承接煤电退出后的供电缺口，助力能源结构有序向清洁低碳转型。
央企担当，保障重点区域平稳度夏
迎峰度夏期间，各大央企协同发力，从气源供给、管网输送到电厂运行全链条筑牢气电保供防线。
中国石油党组要求积极筹措资源，全力保障迎峰度夏期间发电用气安全平稳。在生产端，长庆、塔里木、西南三大油气田协同发力，气井满负荷生产，气电项目单日最大供气量达0.22亿立方米;在资源端，国际事业公司统筹进口长约与现货资源，全力保障重点区域供气供电平稳。
中国石化天然气分公司推动丁山页岩气接入管输网络、利川页岩气配套管道全线贯通，畅通川渝、华东等重点区域上游产能释放通道;有序推进储气库注气备峰，夯实气源保障基础;加快推进气电联营模式，首例气电代加工业务累计售电量突破1亿千瓦时。
中国海油压紧压实迎峰度夏能源保供责任，海南区域深化“海气+LNG”双气源兜底机制，4至5月，顺利保障3船超20万吨进口天然气到港，同期累计向海南省供气量同比增长约21%。文昌电厂高质量完成78项机组标准检修项目，创新采用感温涂层可视化技术提速故障排查;同时联动地方发改、电网单位搭建协同平台，优化气电联动调度，切实扛起央企保供担当。
国家管网华南公司面对琼粤区域极端高温下发电用气需求，5月单日天然气管输量最高达1.15亿立方米，刷新华南区域历史极值;今年以来“北气南下”入粤气量超47.8亿立方米，同步疏解管输堵点提升高栏港海气日上载能力。
展望未来，“十五五”气电发展思考与建议
“十五五”是我国新型电力系统成型、能源转型深化的关键阶段，也是气电从应急兜底保供向系统核心支撑转型的战略窗口期。当前行业仍存在布局粗放、功能定位模糊、市场化机制不畅、盈利偏弱等短板。结合迎峰度夏保供实践与产业趋势，从布局扩容、功能定位、机制改革、多能协同四方面提出发展建议，推动气电产业提质增效、良性发展。
一是精准布局扩容，实施区域差异化发展。随着经济复苏、新基建落地，用电负荷持续攀升，新能源波动调峰需求大幅增加，叠加国内油气产能、储气库、LNG接收站及管网设施持续完善，气电扩容具备坚实供需基础，预计2030年全国气电装机有望达2.5亿千瓦。“十五五”期间需摒弃粗放扩张，推行因地制宜的差异化布局。在长三角、珠三角、京津冀、川渝等负荷密集、保供压力大的区域，适度新增调峰、顶峰气电项目，平抑新能源波动、补齐供电缺口。在煤电、抽蓄、储能配套完善的资源型地区，严控新增低效气电，避免同质化建设与资源浪费。同时推进老旧机组节能与灵活性改造，盘活存量资产，提升机组应急调峰能力。
二是明晰功能定位，优化调度运行体系。立足新型能源体系全局，厘清气电职能边界，构建“调峰为主、兜底保障、灵活补充”的运行模式。以灵活调节为核心主业，重点承担电网调峰调频、新能源波动平抑、电网调压等任务，坚持按需精准出力，减少常态低负荷低效发电，提升资源利用效率。依托国内油气增储上产、近海大气区布局落地的资源优势，在新能源出力不足时段适度承担基础供电任务。同时将气电纳入区域电力应急保障体系，针对性应对极端天气、新能源大面积停运等突发场景，筑牢电网安全底线。
三是深化机制改革，破解行业经济性难题。当前气电“气电联动、容量补偿、辅助服务”的多元收益框架尚未完全落地，成本传导不畅、价值变现难导致“多发多亏”问题突出。“十五五”需聚焦机制堵点全面优化：完善气电价格联动机制，推行“中长期合约锁底+现货电价联动”模式，稳定基础收益、疏导高峰燃料成本;建立发电侧可靠容量补偿机制，扩容覆盖范围、厘清收益边界，保障机组固定成本回收;丰富辅助服务品类，新增快速爬坡、调压、应急备用等服务，实行按质定价，适度放开尖峰电价上限，兑现调峰溢价;深化碳市场联动，优化燃气机组配额管理，打通碳交易、绿证耦合通道，将低碳优势转化为增量收益。
四是推进多能协同，助力能源清洁低碳转型。立足清洁低碳、安全高效的能源建设目标，发挥气电衔接传统能源与新能源的纽带作用。大力推广“风光+气电”一体化模式，配套布局调峰气电项目，对冲新能源间歇性、波动性短板，提升消纳水平。构建“短时储能调节、长时抽蓄稳供、应急气电兜底”的互补体系，形成层级清晰、高效协同的电力调节格局。同时推动气电耦合供热、供冷、供气等综合能源服务，拓展多元收益场景，提升机组综合利用效率和项目整体经济性。
总体来看，“十五五”是气电转型升级、扭亏提质的关键窗口期。通过优化差异化布局、明晰运行模式、革新市场化机制、深化多能协同，气电将构建电量、容量、调节、低碳四维收益体系，全面释放保供兜底、灵活调峰、低碳转型价值，成为新型电力系统安全稳定运行、能源结构有序转型的核心灵活支撑电源，为全国能源安全稳定供应筑牢坚实保障。