来源：中国石油报

十四届全国人大四次会议

3月5日上午9时在人民大会堂开幕

我们邀请

不同领域的能源专家

围绕“十五五”开局之年的

能源安全、绿色转型、新质生产力等

读者关注的能源话题

展开深度解读与探讨

今天发布

中国石油规划总院首席专家周淑慧

围绕加快气电发展

进行的一场深度对话

一起了解下吧~

中国石油规划总院首席专家

周淑慧

党的二十届四中全会提出加快建设新型能源体系，并将能源强国纳入“十五五”规划建议。新型能源体系以非化石能源为供应主体、化石能源为兜底保障、新型电力系统为关键支撑、绿色智慧节约为用能导向。未来新增电力需求将主要由风光等新能源满足，但这类电源出力存在显著的随机性、波动性和间歇性，亟须强灵活性电源支撑。天然气发电启停迅速、调节能力强、碳排放强度低，发展气电既是新能源消纳的内在要求，也是支撑能源强国建设的关键举措。

青海油田乌图美仁凯驰100万千瓦光伏电站高效运营。

我国气电发展水平与美英等国仍有差距。截至2025年底，全国建成投产气电装机容量1.61亿千瓦，约占电力总装机的4.1%，远低于2024年全球22%的平均水平，与美国42%、英国37%的占比差距显著。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的18%，同样低于2024年全球40%的平均水平，与美国40.7%、英国26.3%相比仍有较大差距。

气电机组调峰属性持续增强，2025年平均利用小时数较2021年下降15%。目前，我国风电、光伏总装机已达18亿千瓦（占比48%），2030年有望突破30亿千瓦（占比60%），晚间高峰用电量、极端天气保供压力将持续增大，气电的灵活调节价值将愈发凸显。

气电上网电价“一省一策”，单一制电价与两部制电价共存。执行单一制电价的省份通过固定电价、气电联动、市场化交易等模式确定，上网电价普遍是煤电的1.5～2倍。执行两部制电价的省份容量电价基本长期固定，介于25～45元/千瓦时，电量电价形成方式与单一制电价类似，大部分省份随着气价的变化而联动调整。

吉林油田昂格55万千瓦风电项目。

我国气电发展水平与发达国家差距明显，制约因素集中在三个方面。一是顶层设计不完善。气电作为新型电力系统重要组成部分、天然气行业核心增长点已形成共识，但发展定位、目标、布局与路径尚不清晰，国家层面未出台相关规划，企业对气电规模化发展存在疑虑，投资意愿不足。

二是市场体系不健全。两部制电价和气电价格联动是气电发展的核心支撑，但各省容量电价难以覆盖全部固定成本，气电价格联动不及时，电价疏导矛盾突出。

三是气电两条产业链协同不畅。一方面，燃气电厂资源供应保障优先级偏低。另一方面，气电两条产业链运行机制不协同。此外，天然气销售和运输合同对日用气上、下限及偏差结算约束严格，限制电厂参与电力市场交易和灵活调度。

冀东油田分布式自发自用光伏发电项目。

促进气电发展的三项措施建议。一是完善顶层设计，明确发展定位。结合“十五五”能源规划编制，国家层面明确气电在新型能源体系中的作用和地位，制定发展目标、发展部署与配套政策。提高发电用气保障优先级，将重点发电项目用气纳入国家“保供清单”，稳定企业投资预期。

二是健全市场机制，强化政策支撑。深化天然气价格改革，逐步取消民生用气交叉补贴，代之以按供应成本定价，并对低收入群体实行“先收后返”精准补贴，进而降低发电用气成本。在全国范围内推行气电两部制电价政策，明确容量电价对固定成本的疏导范围、比例，实现成本全覆盖。优化碳市场机制，发电碳配额核算由按机组类型核算转向按发电量核算，分配方式由免费向有偿过渡，将气电的减排价值显性化，增强其市场竞争力。

三是打通产业链堵点，推动气与电的协同。强化电厂气源保障，依托不断完善的储气调峰设施，将资源承诺写入购销合同，通过中长期或年度合同，满足70%～80%基础用气需求；同步气电年度合同签订时间至每年12月，与电力年度合同一致。放宽天然气购销合同中“最大日用气量、最小日用气量”限制及降低偏差考核标准，允许“短提气量”在1至2年内补提。依托交易中心，探索设立发电用气专场，开展月、日及日内分时交易，适配电力现货市场波动需求。搭建跨行业运行协调及信息共享平台，建立气源、管网、电厂、电网四方常态化沟通协调机制，实现“气源供应、电力需求与调峰响应”动态匹配。