4 加快发展天然气发电
4.1 电力过剩是优化电力能源结构的契机
我国经济发展进入“新常态时期”，电力消费增速放缓。2014年，全国火电装机容量9.2亿kW，其中煤电7.5亿kW，气电0.37亿kW，气电占火电装机容量4%。受电力消费增速放缓和水电发电量快速增长等因素影响，全年火电设备平均利用小时同比下降314h，为4706h，发电量首次出现负增长(发电量41731亿kW，同比下降0.7%，占全国发电量的75.2%)。
依据我国资源禀赋“多煤、缺油、少气”，且资源产地与用户错位，为经济社会的持续发展，我国电力能源30~50年内仍以化石燃料为主地位难以改变。因此，必须走“洁净煤”道路，发展煤化工、IGCC并开发利用非常规油(气)资源、深海油(气)等增加油(气)产量，保障能源安全。同时，为应对全球气候变化和我国雾霾天气，保障人们生活、生产清洁需求，调整优化电力能源结构，减缓煤电发展，必须加快发展气电替代部分煤电。
我国电源除煤电外，核电已近满负荷运行;水电受地域资源和季节枯、汛变化影响较大，发电不均衡;而风电、太阳能发电等可再生能源电力，具有随机性、间歇性的不稳定特性，占比很小，而且不宜承担基荷发电;燃油发电的成本相对较高。因而在多种清洁发电方式比较下，燃气发电就成为替代燃煤发电的主要方式。
4.2 我国天然气发电装机比重偏低
发达国家的天然气发电装机结构和发电量占比都具有相当大的比重，起到举足轻重的作用，而我国电力装机容量和发电量都居世界首位，而燃气发电的发展程度却相差甚远。
我国于2013年底电力装机总容量达12.5亿kW，其中火电8.6亿kW，约占69%，而燃气发电装机4250万kW，只占3.4%，发电量占2.5%，2013年全国耗用天然气1500亿m3以上，发电用气占天然气总耗量17.20%，占比太小。
5 目前运营中的几个问题与困境
(1)气峰与电峰重合，燃气电厂存在缺气风险
当前我国燃气发电主要分为热电厂与调峰电厂两类。热电厂以供热为主，发电为辅，从热负荷看，北方以冬季采暖热负荷为主，南方以工业热负荷为主;而调峰电厂一般运行在峰荷及腰荷。由于气峰与电峰在时间上重合，在冬季两类燃气机组都难以获取充足的气源，无法满足顶峰发电调峰作用，热电厂也无法保证供热质量，同时也减少了供热发电量，降低了节能与经济效益。
我国较早建设的燃气发电厂，多数是天然气管道及LNG接收站项目配套工程。如西气东输一线工程在江苏、河南配套建设了多家燃气电厂，中海油气集团为广东大鹏及福建莆田LNG接收站均建设了配套电站。这些燃气电厂承担了为天然气管网调峰任务，在气量供应紧张的时候，特别是冬季，供气商会对他们减少气量供应甚至停气供应，优先保证居民生活和采暖等其他用户用气。从电力需求看，冬季和夏季都是一年用电高峰，由于燃气电厂得不到充足的气源，无法发挥调峰作用，而对热电机组而言，采暖热负荷与工业热负荷无法中断，气源断供带来的负面影响更大。而且，断供使热电机组年利用小时数降低，发电供热都受影响，热电成本增高，电厂经济性降低，甚至亏损。所以，增加供气量以解决热、电用户需求与调峰作用。
(2)燃气发电经济效益不佳
燃气价改后，燃气发电上网电价偏低，燃气发电运营成本中燃料费占比70%~80%，天然气价格是影响电厂企业经济性最重要的因素。(当前，我国天然气价格门站价由国家发改委制定，燃气发电上网电价由各地方发改委制定)。2013年天然气价改前，国内发电用气价格在1.8~2.5元/m3，按照0.2m3/(kW˙h)的发电气耗测算，燃气发电燃料成本为0.36~0.5元/(kW˙h)，已超过了现行燃机上网电价，加上折旧维修和人工等费用，部分企业盈利微薄甚至亏损。天然气价改后，发电用气价格进一步上涨，如:北京市及浙江省累计上涨0.81元/m3，则燃料费成本上涨幅度32.4%~45%，发电用气成本进一步提高。为应付气价上调带来成本上涨压力，仅有部分省市相应上调上网电价，如上海市上调上网电价0.05元/(kW˙h)，但幅度有限不足弥补气价上调部分，浙江省上网电价上调0.16元/(kW˙h)，但限于发电时间在1000h内的电量。
与燃气发电相比，燃煤发电成本优势突显。以国内超超临界660MW燃煤机组为例，供电标准煤耗280g/(kW˙h)，按煤价630元/t计算，则燃煤发电燃料成本为0.18元/(kW˙h)，按2013年气价改前气价计算，燃气发电燃料成本比燃煤成本高出100%~178%，而随着2012年以来煤价大幅走低，而燃气价格不断上升，燃气发电和运营经济性走势更加突出。经测算，2014年气价改后，燃气发电燃料成本是燃煤发电成本的2~3倍。气价上涨给天然气发电企业运营带来了巨大困难，出现亏损，部分燃气电厂甚至出现“气改煤”逆替代，影响节能减碳目标的实现。
天然气热电厂，除了上网电亏损外，供热价格远远超过燃煤热电厂甚至超过供热锅炉房，造成缺乏供热市场竞争力，为了提高市场占有率，燃气热电厂必须大幅降低热价，与燃煤热电厂价格持平或略高，但又造成供热越多亏损越大的尴尬局面。
客观而言，目前天然气发电企业存在亏损问题，有气价贵的原因，也有国内电力价格体制尚未市场化的原因。各种发电燃料并没有体现出包括资源稀缺和环境因素等外部性成本在内的真实成本，天然气发电企业的环境效益和调峰效益的价值没有得到充分而应得的体现。