问题：随着风电、光伏等新能源装机规模持续扩大，电力系统对灵活调节资源的需求明显增加；统计显示——截至2025年底——全国已投产气电装机约1.61亿千瓦，占电力总装机约4.1%。相比之下，2024年全球气电装机占比约22%，我国占比偏低，与美国约42%、英国约37%的差距更为明显。发电用气方面，2025年我国发电用天然气约780亿立方米，占天然气表观消费量约18%，同样低于全球约40%的平均水平。另外，气电机组的调峰属性不断增强：2025年平均利用小时数较2021年下降约15%，显示其功能正从“多发电”转向“以调峰为主”。 原因：一是新能源出力波动对系统调节提出更高要求。目前我国风电、光伏总装机约18亿千瓦，占比约48%；预计2030年前后有望突破30亿千瓦，占比约60%。晚高峰、极端天气、连续阴雨寡照等场景下，仅依靠煤电、储能等资源，难以完全满足快速爬坡与深度调峰需求。二是政策与市场机制仍有制约。气电上网电价实行“一省一策”，单一制与两部制并行，部分地区气电电价普遍为煤电的1.5至2倍；实行两部制的地区，容量电价多在25至45元/千瓦时区间，覆盖固定成本不足、联动不够及时，成本疏导压力较大。三是气与电两条产业链协同不畅。燃气电厂在气源保障中的优先级偏低，天然气购销与运输合同对最大、最小日用气量及偏差考核约束较严，影响电厂参与电力市场交易和灵活调度；同时，气电合同周期与电力年度交易节奏不一致，增加了企业经营不确定性。 影响：在新能源占比持续提高的背景下，灵活性电源不足将直接影响新能源消纳效率，推高系统备用成本，并在高峰时段与极端天气条件下增加保供风险。专家指出，天然气发电启停快、爬坡能力强、碳排放强度相对较低，既可与储能、需求侧响应形成互补，也有助于在“保供”和“降碳”之间取得更好的平衡。若涉及的机制长期不完善，可能削弱气电项目投资意愿，导致有效供给滞后，进而影响新型电力系统建设进度与能源安全韧性。 对策：专家建议从三上系统推进。其一，完善顶层设计，明确功能定位。结合“十五五”能源规划编制，在国家层面继续明确气电在新型能源体系中的角色边界、发展目标、区域布局与实施路径，并配套项目建设、并网消纳、容量补偿等政策，稳定社会资本与企业预期。同时提高发电用气保障优先级，将重点气电项目用气纳入国家保供安排，增强持续运行的确定性。其二，健全市场机制，强化政策支撑。加快推进天然气价格改革，逐步理顺气价形成机制，减少不合理的交叉补贴影响，并通过对困难群体精准补贴等方式兼顾“保民生”与“降成本”。在电价机制上，推动两部制电价在更大范围落地，明确容量电价覆盖固定成本的范围与比例，形成与调峰贡献相匹配的回报机制；同时优化碳市场规则，使碳配额核算与分配更能体现气电的相对减排价值，提升其市场竞争力。其三，打通产业链堵点，促进气电联动。依托储气调峰设施建设与资源组织能力，在中长期或年度合同中锁定70%至80%的基础用气需求，并推动气电年度合同签订时间与电力年度交易对齐。适度优化天然气合同中日用气量上下限及偏差考核安排，提升电厂随电力现货波动灵活提气的空间；探索设立发电用气交易专场，开展月度、日度及日内分时交易，更好匹配电力现货市场的实时需求。同时，搭建跨行业运行协调与信息共享平台，完善预警联动与应急调度机制，提升极端情况下的协同保供能力。 前景：业内判断，随着新能源装机占比继续上升、电力现货市场建设提速，以及灵活性资源的定价机制逐步完善，气电将更突出“关键调节电源”和“安全兜底电源”的双重属性。未来气电发展不宜单纯追求发电量扩张，而应更强调容量、调节性能与可靠性贡献，通过制度设计把“灵活性价值”转化为可持续的商业模式，更好服务新型能源体系建设。
能源转型既关乎技术，也涉及体制与利益格局的调整。气电连接传统能源与可再生能源，其发展水平将影响“双碳”目标推进的节奏。通过制度创新疏通体制机制堵点，才能更好释放气电的系统支撑能力，为建设安全、高效、清洁的现代能源体系提供更稳固的保障。这既是应对当前能源安全挑战的现实路径，也是面向未来的长期选择。