深度 | “发得越多、亏得越狠”？气电“十五五”如何破局
点击次数：19次 更新时间：2026/6/24
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“双碳”目标、新型电力系统、全球能源变局——三重压力之下，气电走到了“十字路口”。
截至2025年底，气电装机容量达1.65亿千瓦，占我国发电装机容量的4.3%，稳居全球第二大气电装机国……但亮眼数据背后，是“发得越多、亏得越狠”的行业困局。气电联动、容量补偿、辅助服务三大机制落地偏差，加之不同能源品类、不同环节改革节奏错位、规则脱节，系统性难题让企业盈利远不及理论预期。
面向2030年，机遇与挑战并存。行业机构测算，届时，我国天然气表观消费量将突破5000亿立方米，气电总装机有望达到2.5亿千瓦。核心矛盾已经从“有没有气”，转向“值不值、能不能、好不好”的机制适配性问题。
基于此，作者系统梳理了气电市场化面临的五大关键难题，坚持“发电侧有收益、终端侧可承受、系统侧讲经济”三重原则，从顶层制度、市场协同、定价规则、收益渠道、跨市场联动五个维度，提出破局建议。
2014年，国家发展改革委发布《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》（发改价格[2014]3009号），对气电电量电价、气电联动等提出指导，明确气电上网电价实行省级管理。在此宏观政策下，“气电联动电价+容量补偿+有限品种辅助服务”的气电发展框架逐步确立，但发电侧成本传导不畅与终端电价承受力有限、调节价值兑现不足与系统经济性统筹不够、跨市场规则衔接不顺等结构性堵点依然突出。近期，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《全国统一电力市场体系的实施意见》明确提出“分品种、有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场”，为气电市场化发展划定了政策路径。与此同时，“十五五”时期，在“双碳”目标刚性约束、新型电力系统加速构建、全球能源格局深刻重塑三重背景下，我国气电的功能定位、价值实现路径与制度支撑体系也面临系统性重构，气电将迎来市场化发展的拐点窗口期和新的战略机遇期。 近年来，我国气电装机规模逐步提升。截至2025年底，气电装机容量达到1.65亿千瓦，占我国发电装机容量（38.9亿千瓦）的4.3%，稳居全球第二大气电装机国（仅次于美国的5.65亿千瓦），气电已经成为推动能源转型、落实能源安全新战略的重要支撑。为促进气电的稳定有序发展，广东、江苏、浙江、上海等16个省市出台了气电联动、“两部制”电价等气电补贴政策，初步形成了“以气电联动确定电能量基准价，叠加差异化容量补偿与有限品种辅助服务收入”的气电发展模式。气电电量价格方面，2025年，全国气电基准上网电价均价在0.42~0.68元/千瓦时，加权平均价约0.52元/千瓦时（对应基准气价2.5元/立方米），但区域分化显著。江苏、浙江及上海等地实施气电联动机制，气价波动可有效疏导，实际价格水平达到0.55~0.68元/千瓦时；广东、山东及广西等采用市场化定价方式，虽然气电电量电价形成机制不同，但因地处负荷中心且调峰需求迫切，电价亦维持在0.5~0.6元/千瓦时的较高水平；而其余地区仍执行固定电价政策，平均价格约为0.42~0.53元/千瓦时。气电容量补偿方面，2025年，全国容量补偿均价在165~396元/千瓦·年，各地呈现“省市自主制定、类型精细区分、标准差异较大”的特点。从补偿价格水平来看，上海市容量电价标准最高；广东省参照国家煤电容量电价机制设立气电容量电价，但补贴额度偏低。从补偿类型划分来看，广东、安徽、天津、山东、广西等地采用统一标准；上海市区分了调峰机组与热电联产机组；江苏、浙江则在机组类型与规模基础上进一步细化，实行差异化定价。通过气电联动、容量补偿、辅助服务三项机制，分别覆盖气电的可变燃料成本、固定投资成本与调节服务价值，为气电获取合理市场收益提供了支撑，理论上气电已具备市场化发展的基础。但三类机制的落地执行还存在不同程度的偏差，加之不同能源品类、不同环节改革节奏错位、规则脱节，气电可持续发展面临系统性的机制性约束，行业实际盈利水平与理论预期存在显著偏差，气电整体经营压力较大。在破解发电侧经营困境的同时，需始终统筹兼顾终端用户电价承受能力与电力系统整体运行经济性，避免改革成本过度向单一主体转嫁。一是市场定位偏差，优先发电计划主导下市场化程度不足。从交易规模与结构看，2025年，全国气电发电量约3385亿千瓦时，大多数电量纳入优先发电计划管理，并以优先发电计划置换类中长期交易的形式参与市场。全国气电机组平均利用小时数约2187小时，按全年时长折算，气电作为边际机组时段的全年占比应在20%左右。但受个别地区“以气定电”或热电联产机组供暖期保供需要等现实条件约束，部分气电未依靠价格信号实现经济出清。从实际市场运行看，2025年，全国电力现货市场算术均价约0.32元/千瓦时，现货价格高于0.4元/千瓦时的供需偏紧时段在全年的占比仅为10%~15%。因此，从市场功能发挥看，气电实际运行时长明显多于其具备经济竞争力的现货市场出清时段，实际功能与调节电源定位存在一定偏差。二是价格传导不畅，气电联动机制下燃料成本疏导不充分。气电联动机制成本传导时效性不强，普遍存在1～3个月的传导时滞，无法完全匹配海外和现货气价的波动节奏；同时，部分地区仅将门站价或到厂价纳入联动核算，应急保供阶段的高价额外购气、现货溢价、储气调峰等成本无法疏导。总体来说，现行气电联动电价对实际燃料成本覆盖率约80%~90%，即便常规时段的可变成本也未实现全额覆盖。此外，气电联动机制普遍设置了价格疏导上限或联动闭锁条款，一旦气价涨幅超出政策阈值，超额成本将全部由发电企业承担。受这一机制影响，部分地区在现货高价、度冬度夏等特殊时段，联动电价对可变成本的覆盖率不足60%，发电成本与收入倒挂，发电企业面临“发得越多、亏得越狠”的局面。同时也需看到，气电燃料成本的快速传导可能推高终端用电成本，特别是在负荷中心省份，需建立分阶段、有缓冲的成本疏导机制，以统筹发电经营压力与终端用户承受能力。三是容量补偿机制有待完善，固定成本尚未充分覆盖。当前，气电的容量补偿主要由各省自行划定，准入规则、补偿标准不统一。准入范围方面，全国仅约60%统调公用气电机组纳入补偿，自备气电、分布式气电基本未覆盖。补偿标准方面，全国统一的成本核算基准缺失，各省定价差异极大，不同区域价差达3.5倍，且各省标准基本参考煤电制定，难以有效覆盖气电投资成本。疏导渠道方面，部分省份从发电侧辅助服务资金池统筹列支，常出现资金不足、兑付滞后的问题，部分省份甚至要求气电企业“先完成调峰任务、再视资金情况兑付”，兑付政策刚性不足。考核规则方面，部分省份设置“尖峰时段电能量收益超额即全额抵扣容量补偿”的规则，甚至要求气电机组尖峰时段100%满发才予兑付，打击了气电主动参与顶峰保供的积极性。但容量补偿标准的提升需与电力系统整体承受能力相匹配，避免盲目提标推高全社会用能成本。四是辅助服务机制不完善，辅助服务价值实现仍处于初级阶段。辅助服务市场处于初期阶段，调节价值无法充分兑现。市场品类覆盖不足，各省明确允许气电参与的品种仅有调频、调峰、备用三类基础服务，快速爬坡、转动惯量等新型服务仅在少数省份零星试点，调压、快速响应等特色调节服务仍处于政策空白状态。补偿标准偏低，当前调频补偿仅按调节电量核算，深度调峰补偿等未覆盖机组启停损耗等额外成本，无法体现气电作为优质调节资源的价值。费用分摊不畅，当前约70%的辅助服务费用仍由发电侧内部平摊，导致气电部分非核心但必要的调节贡献成为无偿义务服务，其补偿资金池规模有限，无法支撑补偿标准提升。同时，辅助服务费用的分摊机制需兼顾公平与效率，避免过度向用户侧转嫁而增加系统运行负担。五是气、电、碳市场协同不足，多元价值难以体现。天然气与电力两大市场改革进度不匹配、运行规则不协同，天然气中长期供气合同普遍要求用气计划刚性执行，月度调整窗口期短、违约成本高，而气电发电计划需随电力供需、新能源出力、电网调度动态调整，两者调整节奏、约束刚性明显错位，实际运营中频繁出现“保供增发时供气不足需高价采现货、气源充足时无发电调度导致气量闲置”的情况，“计划气+市场电”的核心矛盾仍未实质突破，且由此造成的损失不属于常规成本疏导范畴，没有弥补疏解渠道。此外，当前电力市场的定价、出清规则完全未体现煤炭和天然气在碳排放成本方面的差异，气电的清洁属性无法转化为市场化收益；碳市场的规则设计也未考虑天然气产业链的碳排放传导逻辑，气电的清洁属性不仅没有获得对应激励，反而因成本传导不畅、激励机制缺失，经营压力显著高于煤电，制约了气电作为低碳调节电源的功能发挥。面向2030年碳达峰目标与新型能源体系基本建成的战略节点，气电发展正迎来机遇与挑战并存的新发展阶段。凭借较煤电更清洁、调节响应更灵活的特性，叠加国内气源供应保障能力持续提升的支撑，“十五五”期间，气电有望迎来扩容期。据行业机构测算，2030年，我国天然气表观消费量将突破5000亿立方米，气源保障能力的提升将带动气电装机扩容，预计同期全国气电总装机有望达到2.5亿千瓦，较2025年净增约9000万千瓦。当前，我国气电行业发展的核心矛盾已从过去“有没有气”的资源约束，转向“值不值、能不能、好不好”的机制适配性问题。一是以“全电量现货申报、出清+政府授权合约结算”的模式衔接气电联动与市场交易。2026年4月，浙江推动气电入市的实践方案提出了“推动统调气电全电量现货申报出清”“燃气机组事后分配政府授权合约，按照实际计量上网电量的85%比例确定每台机组每个结算时段的中长期合约电量”，以及“建立容量电价与发电小时数挂钩机制”等促进气电平稳参与市场的创新举措。“全电量现货申报、出清+政府授权合约结算”的入市模式，虽然电量进行全量申报，但出清结果并不直接对应全电量市场化结算，这一设计的核心作用是通过气电的真实成本报价，优化系统调峰调度秩序，同时为促进形成公允、合理的市场价格中枢提供信号支撑。从执行方面看，该模式无需重构现有电力市场规则体系，仅需执行层面设计与此前气电联动和优先发电计划相衔接的政府授权合约，即可破解原有气电定价与实际供需联系不紧密的现实问题。从价格水平看，该模式将优先发电计划转为政府授权合约，以气电联动机制价格为核心锚定，对85%的入市电量进行价格保障。此外，推进过程中，需同步建立健全气电市场力监测与防控体系，在促进气电燃料成本传导的同时，确保气电总体价格水平稳定，防止少数市场主体在供需紧张时段滥用市场力和过渡投机，避免因气电直接参与现货市场导致价格大幅波动，抬升民生、工商用户的基础用能成本。二是适度提高尖峰时段现货市场价格上限，完善市场竞争和价格监管机制。提高现货市场价格上限是破解气电“高成本、低收益”困局、重构其市场逻辑的关键举措之一。从电力市场价格水平看，欧美成熟电力市场尖峰价格水平较高。其中欧洲主要市场（德国、法国、英国）现货价格上限约300~500欧元/兆瓦时（约合人民币2.4~4.0元/千瓦时），美国PJM市场价格上限为1000美元/兆瓦时（约合人民币7元/千瓦时），美国得州ERCOT市场无硬性价格上限（2021年寒潮期间的极端情况电价曾突破9000美元/兆瓦时，约合人民币63元/千瓦时）。当前在全国启动现货市场的23个省份中，19个省份现货市场电能量价格上限为1.2元/千瓦时，而广东、江苏、福建、上海等省（市）已经将尖峰时段电价上限提升到1.2~1.5元/千瓦时。在此尖峰价格水平下，平段电价参照燃煤基准价约0.25~0.35元/千瓦时，低谷时段为0.16~0.25元/千瓦时计算，气电电量在尖峰、平段、低谷时段占比按40%、45%和15%计算，则全国气电市场化电量的整体电能量价格中枢将提升至约0.7元/千瓦时，足够支撑气电在供需紧张时段回收电量成本。由于我国电力市场仍处于发展初期，不宜盲目照搬欧美市场的高价格上限模式，但在通过完善市场监管机制、有效防控市场力的前提下，分阶段适度扩大电价上限，有助于价格信号更加充分地反映电量稀缺价值。三是优化差异化容量补偿机制，厘清电量、容量、调节市场的功能边界。2026年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，将气电纳入发电侧容量电价机制范畴，为深化气电容量补偿机制指明了方向。我国煤电容量电价机制自2023年启动实施以来，已平稳运行3年，形成了一套成熟可复制的制度框架，为气电容量补偿机制的完善提供了充分的先行经验。参照已成熟运行的煤电容量电价制度框架，“十五五”时期是气电容量补偿机制补短板、稳预期的关键窗口期。国家层面亟需加快出台统一准入标准，扩大覆盖范围至自备与分布式气电；建立科学的成本核算基准，体现气电区别于煤电的投资强度、运维复杂度与调峰价值；明确独立的资金疏导渠道，避免挤占辅助服务资金池，确保补偿兑付的刚性与及时性。进一步厘清容量补偿与辅助服务的功能边界，以容量补偿保障机组“可用性”，以辅助服务体现机组“调节价值”，并严格区分核算范围与兑付条件，建立稀缺电价、容量补偿、辅助服务之间的联动抵扣机制，避免因重复激励而推高系统运行成本。
四是建立合理定价、公平分摊的辅助服务市场，补偿灵活调节刚性成本。欧美电力市场中，气电是辅助服务的核心供给主体，辅助服务收益占气电总市场收益的20%~30%。2025年，国家能源局印发的《电力辅助服务市场基本规则》已明确“丰富辅助服务产品按需设立、价格由市场形成”的改革方向。“十五五”期间，我国辅助服务市场有望进入品类扩容、机制完善的快速发展阶段，调节类辅助服务品类将更加丰富。随着辅助服务市场品类扩容、定价与分摊机制的完善，快速爬坡、转动惯量、调压、快速响应等新型服务有望逐步推广。定价机制将从“按量计价”转向“按质定价”，即与机组调节响应速度、精度、持续时间等性能参数深度挂钩；费用分摊机制亦将从发电侧内部平摊，逐步转向对用户侧的合理疏导，并探索跨省跨区共担机制，真正使气电的优质调节能力获得与其市场价值相匹配的回报。同时，辅助服务补偿标准的制定需充分考虑系统整体经济性，建立动态评估调整机制，避免过度补偿增加用户负担。针对当前气电入市面临的功能定位偏差、成本传导不畅、收益渠道不全、跨市场协同不足等核心挑战，结合全国统一电力市场建设要求与气电入市的实践形势，坚持“发电侧合理收益、终端侧可承受、系统整体经济”的原则，对推动气电高质量发展提出五方面建议：一是完善气电入市的顶层设计，筑牢市场化改革平稳推进的制度基础。建立全国统一的气电入市规则框架，出台国家层面气电参与电力市场的基础性指导文件，明确思路原则、基本模式，统一准入标准、基础配套规范，明确气电“市场化调节型电源”的核心功能定位，统一机组准入资质、调节能力核定、成本核算口径、信息披露四类基础配套规范，避免各地规则碎片化导致的交易壁垒。确保入市规则与现有规则的妥善衔接与平稳过渡，支持将原有气电优先发电计划、保供基数电量等平移为市场价格保障机制或中长期保底交易合同，做好与容量补偿、辅助服务、气电联动三类现有机制的衔接。在制度设计过程中，需建立多主体参与的决策咨询机制，充分听取终端用户、电网企业与发电企业的意见，实现多方利益平衡。二是加强气电联动与电力中长期交易的衔接，打通天然气与电力市场协同的规则通道。进一步完善气电联动机制，明确气电联动调整后的中长期合约价格传导路径。强化联动价格与电力中长期交易规则的协同适配，优化电力中长期交易机制，丰富中长期市场的周、日、日内等短周期交易产品，允许气电根据实时气价、调度需求灵活调整交易电量，适配燃料价格和实时供需的短时波动特性。完善气电发电权交易的适配规则，支持气电参与发电权交易，允许气电企业在高气价时转让合约电量，气价偏低时受让新能源外送受限的电量，强化气电成本波动的对冲能力。三是优化市场定价与气电报价规则，保障政策价格向市场价格平稳过渡。适度放宽尖峰时段的电价上限，充分覆盖气电燃料、发电损耗等度电边际成本，激励气电短时顶峰保供，引导气电自主响应系统电量平衡和顶峰调节需求。优化气电市场报价机制，在度电边际成本申报的基础上，允许气电单独申报与出力无关、仅与开机动作绑定的启停、空载成本，在使现货市场电量价格信号更加精准的同时，避免不必要的终端电价上涨。建立价格机制动态评估调整机制，周期性开展市场价格评估，重点评估气电成本覆盖情况、调节能力发挥水平、终端用能成本影响等，及时调整优化不适配的价格条款，牢牢守住“保供稳价”这一政策底线，确保电价水平既能够合理反映电力供需和燃料成本变化，又不会对民生和实体经济造成冲击。四是完善气电辅助服务和容量补偿机制，拓展气电参与市场的多元收益渠道。加快辅助服务市场建设，加快服务产品扩容，推广快速爬坡、转动惯量、快速备用、黑启动、电压支撑等产品，明确其对气电的准入门槛；加快补全辅助服务市场规则，建立“谁受益、谁承担”的疏导分摊机制，推动产品定价与调节性能挂钩，理顺服务费用分摊机制，建立跨省跨区费用共担机制。健全统一规范的气电容量补偿机制，明确补偿的准入标准与覆盖范围，统一定价核算基准与兑付考核机制；明确成本费用疏导渠道，推动其在系统运行费用中单独列支，避免从辅助服务资金池、发电侧让利或电能量交易收益中统筹抵扣，探索跨省跨区容量成本共担机制。严格区分容量补偿与辅助服务的功能定位和核算边界，建立两类补偿的联动抵扣机制，若机组通过辅助服务获得的收益已覆盖部分固定成本，应相应核减容量补偿额度，切实降低系统整体运行成本。规范兑付考核规则，明确其兑付仅与机组年度可用率、顶峰保供调用完成率等顶峰调节保供贡献挂钩，并建立超额补偿抵扣机制，避免因重复激励而推高系统成本，真正激励机组愿调、能调、敢调。
五是探索“气-电-碳”联动的能源市场体系，打通能源上下游市场协同规则。加快探索天然气市场和电力市场的协同机制，缩短天然气交易合约的调整窗口期，适配周度、日度的电力中长期短期弹性交易机制。构建气电气量动态调剂体系，支持向承担保供调峰责任的机组倾斜气源指标。建立气源富余、无发电调度阶段的闲置气量交易机制，提高天然气资源的配置效率。加快完善碳市场基础制度、开展气电碳减排核算方法学研究，贯通气电与碳配额、绿证交易的衔接路径，碳市场发电行业配额分配对气电设置差异化基准值，允许气电超出行业基准值的减排量申请国家核证自愿减排量（CCER）或绿证上市交易，使气电清洁低碳属性切实转化为可计量、可交易、可兑现的市场价值。
来源：黄何 杨振华 电联新媒
