从理论上说，电力供应紧张的局面为调峰定位的气电提供了难得的机会窗口。但鉴于今年天然气供应紧张、合同气量几无增量、合同外新增量气价在 3.8～4.5 元/立方米（意味着在华东/华南沿海省份门站价基础上上浮 86%～120%）甚至更高，气电发电量的实际增量空间有限。
今年前 6 个月，在新冠肺炎疫情管控、水电同比增速超20%、可再生能源发电量处于高位、天然气供应价格较高的共同影响下，全国燃气机组累计发电量同比下降约15%。
7 月以来，气电在长三角、珠三角都实现了恢复性增长。以浙江为例，7月11日，浙能集团日发电量同比增长31%，达6.77亿千瓦时创历史新高；同一天，浙江省级天然气管网日供气量达 5854 万立方米，同比增长 17%，其中，日发电用气量攀升至 3287 万立方米，同比增长约 29%，打破历史纪录。8月3日，浙江省级天然气管网再次刷新纪录，进气量首次突破 6000 万立方米大关，至 6040 万立方米/日，供气量达5946万立方米/日。
但天然气的供应和价格情况制约了气电角色的进一步发挥。受国际油价和现货 LNG 价格形势影响，今年天然气供应趋紧，三大国有石油公司承诺气电用户的合同量与去年基本持平。理论上，合同外增量对应 JKM 挂钩的价格（据思亚能源估算，现货抵达沿海省门站的成本为 7 月 6.6 元/立方米、8 月 10.8 元/立方米），但在实际操作中，在各省政府的参与协调下，中国石油和中国海油实际供应长三角电厂的增量价格在 3.8～4.5 元/立方米，但供应增量十分有限，因为该增量价格只能对应存量长协 LNG 或其他国内供应源的供应成本，与潜在增量现货LNG的供应成本存在太大差距。
天然气供应量和成本是当前影响国内气电发展的主要问题。当前的全球 LNG 市场周期（从买方市场转向卖方市场）叠加地缘政治因素，放大了天然气产业链的短板，这对气电在“十四五”期间的发展无疑是不利的。
在天然气/LNG 领域，无论是三大国有石油公司还是沿海省份的气电终端用户，不太可能因为气源短缺而去现货市场寻求10元/立方米的供应，而是致力于存量供应的腾挪，包括区域及不同类型用户间的腾挪，以及将部分原定液态槽车供应转为气态。鉴于二季度注气量节奏显著快于预期，预计8月中国石油地下储气库注入量会继续环比下降，但不会影响入冬前注气任务的完成。
尽管“迎峰度夏”未能撬动中国的现货 LNG 采购，即将到来的供暖季保供议题却提前提上议程。预计三大国有石油公司将开始逐渐搭建今冬明春的现货保供资源池，但与以往的冬季采购不同，三大国有公司除了采购现货，也将保留各自整体资源池的灵活性，既能应对天气/需求变化的不确定性，又能抓住贸易机会套利。预计部分 FOB 长协将在全球市场进行优化。整体而言，思亚能源预计，今年中国LNG进口总量约6300万～6500万吨，将较去年下降1400万～1600万吨。