(三)并网仍是燃气分布式电站/能源站发展面临的主要问题
随着国家智能电网、智能微网技术的发展，分布式电站上网的技术障碍逐步得到解决。但燃气分布式发电燃机等核心设备依赖进口，设备成本和运维费用高，也提高了分布式燃气发电成本，在现行电力体制下，电网公司出于利益考虑，不愿高价收购分布式发电电量。分布式能源站的上网电价没有享受与燃气发电的同等政策，这在很大程度上限制了燃气分布式能源项目的发展。同时，燃气分布式电站的有关标准与制度尚未健全，缺乏对电网影响的明确评估方法，这些都是燃气分布式电站/能源站发展面临的主要问题。
(四)天然气发电用气保障仍有欠缺
目前全国各地气源的建设处于发展初期，各地对天然气发电的政策取决于当地经济社会承受能力和气源供给能力。天然气消费市场开发还处于初期阶段，天然气利用政策也优先保障城镇燃气和燃料替代，以致天然气发电在很大程度上受制于保证民生用气的政策环境制约。
上游产业链发展与终端消费市场开发之间的不协调和脱节、供应能力与终端市场消费失衡等多方面原因导致了天然气的供应紧张。国内天然气管道布局比较分散，而且天然气生产和干线运输基本由一家石油公司独自运营，各石油公司管网间没有联系，无法形成“沟通”和“联网”，在资源调配方面很难做到灵活机动，在一定程度上影响了天然气发电用气的保障供应。
(五)天然气发电缺少统筹规划
我国天然气发电缺少统筹规划，天然气供应与发电不协调，有关项目审批单位、天然气供应企业、电力调度机构、燃气发电企业缺乏有效衔接，使得燃气机组装机容量与天然气供应量、发电用气量与发电量、供气方式与电网调峰等不协调现象时有发生。
部分地区燃机规模不断增加，天然气供应不足问题突出。部分地区没有根据燃气供应能力和电网结构等因素，统筹考虑燃气发电规模、布局和建设时序，存在无序发展、区域布局不合理、气源难以支撑等问题，气电协调难度大。
天然气需求季节性不平衡，也造成了部分时段气电供需存在矛盾。我国天然气消费和电力需求季节性特征明显，冬季社会用气量大且处于用电高峰，春秋季发电供气有保障而电力负荷相对较低，存在气电供需矛盾，部分地区部分时段存在有气时无电力需求、需要发电时又缺气的现象。
天然气供气方式不灵活限制了燃气发电机组调峰能力。天然气供应通常按照“照付不议”合同签订，没有考虑发电调峰和电力供应的需要，将年供气量平均分配至每日向燃气发电企业供气，燃气发电机组只能按“以气定电”原则运行，限制了燃气机组调峰能力。
三、燃气发电装备制造能力逐渐增强
纵观中国燃气轮机的发展，因受设备设计制造核心技术不掌握的制约，国内对整机检修维护核心技术掌握不深、不透，主要部件发生故障需返厂检修，维修周期少则几十天，最长达到十个月。此外，燃机备品备件国产化程度低，大部分备品供应渠道由国外公司垄断掌控，价格昂贵。燃机企业既要承担机组等待升级改造期间设备现有隐患的风险，也要承担升级改造的高昂费用及升级改造后可能面临的新风险，处于被动地位。
近年来通过引进先进技术和自主创新，我国的燃气发电装备在制造方面已经掌握了部分先进的技术和工艺，如重型燃气轮机核心热端转动部件的核心技术，打破了国外在重型燃机领域长期垄断的局面，燃气轮机系统制造能力逐渐增强，打破了价格垄断;技术服务逐步本地化，解决了维修周期和维修费不可控，机组检修维护、改造升级、部件更换等都依赖原厂商的问题，燃机企业降低了运营维护成本。