发布时间：2026/10/27
最近，三峡水利发了个公告称，公司终止对外投资重庆万州燃气发电项目并注销项目公司。三峡水利介绍，终止原因是该项目天然气指标和价格无法锁定，导致投资边界发生较大变化，预期经济效益较差。
三峡水利估计不是第一家踩刹车的。
行业里有个公开的秘密：燃气发电项目，表面看着热闹，底下已经有不少在咬牙硬撑。
先看数据。截至2025年底，全国气电装机容量1.61亿千瓦，占电力总装机的4％左右。什么概念？美国42％，英国30％，全球平均22％。咱们连全球平均水平的一个零头都不到。
但这不是因为不想建。据之前了解的信息显示，2025年省级重点项目中，燃气发电项目在所有的拟在建火电项目中占比16％，数量相当可观。
问题来了——这么多在建和规划的项目，有多少会像三峡水利一样，中途叫停？
据了解，2025-2026年，国内部分发电企业的气电业务出现亏损。“发得越多、亏得越狠”，已经成了行业写照。部分项目已经进入了“气电价格倒挂、运行小时数下降、项目经济性下降”的恶性循环。
三峡水利这12.65亿的项目停了，但还有多少个类似的项目在“硬着头皮往前推”？没人说得清。但可以确定的是，那些还在建设中的燃气发电项目，有不少正面临和三峡水利一模一样的困境。
为什么燃气发电在中国这么难？
四个字：两头受气。一边是气价压不下来，一边是电价涨不上去。
第一，气，太贵了。
中国“富煤、贫油、少气”，这是写在教科书里的资源禀赋。近几年，我国天然气对外依存度约在40％左右。四成靠进口，意味着国内的气价，很大程度上要看别人的脸色，有点受制于人的感觉。国际气价一波动，国内电厂的成本就跟着抖。
再看具体数字。大家都知道华东、华南等地的燃气发电大省的气价都在3元/方以上，行业有个说法是一方气产3-5度电，也就是说，燃气综合发电成本约0.6-1元/度。燃料成本占气电度电成本的60％以上。
气价高，成本就高，这是绕不过去的硬成本。
第二，电，太便宜了。
气价高也就算了，如果电价能跟得上，项目也能赚钱。问题是，电价跟得上吗？
2025年全国发电侧结算均价约0.388元/千瓦时。而气电的综合发电成本0.6-1元/千瓦时（千瓦时（kWh）就是日常生活中常说的“度电”）。
算笔账：成本6毛，卖不到4毛，发一度亏一度。倒挂。
有人说，那为什么不能涨价？因为电是民生商品，涨价涉及千家万户。地方政府的顾虑很直接：如果允许气电按高成本定价，可能拉高全社会整体电价水平。
于是气电就被卡在中间——成本端跟着国际气价走，收入端被国内电价管着。上游市场化，下游计划化，中间的电厂，里外不是人。
第三，定位只是“配角”。
更扎心的是，燃气发电在中国电力系统里的定位——调峰。
什么叫调峰？就是电网忙的时候你顶上，电网闲的时候你靠边。你不是主力，你是替补。
有消息称，全国天然气发电利用小时数年均约2300小时。什么概念？一年8760个小时，气电机组只有四分之一的时间在发电。剩下的时间，闲置。
作为一个调峰电厂，你的收入天然就是波动的、不确定的。再加上气价和电价的双重挤压，盈利难度可想而知。
相比之下，在美国、英国，气电是主力电源，装机占比超过40％。人家是“常规部队”，咱们是“预备役”——待遇能一样吗？
总结一下
三峡水利叫停12.65亿的项目，不是一家企业的保守，是整个行业困境的缩影。
气，四成靠进口，价格锁不住。电，价格被管控，涨不上去。定位，只是调峰的配角，不是主力。机制，气电联动滞后。
四个因素叠在一起，燃气发电项目在中国就是“带着镣铐跳舞”。
那些还在建设中的燃气发电项目，有多少会步三峡水利的后尘？答案取决于气价能不能稳住、电价能不能理顺、机制能不能完善。
但目前看，这几个问题，哪一个都不好解决。