4.2国家关于燃气发电政策尚不明确，燃气发电行业前景不确定性较大
纵观近期出台的能源规划和环保政策，有关部门在提及天然气发电时均采用“有序发展”、“适度发展”，说明当前国家对天然气发电尚未给出明确的政策信号。
从经济性角度看，燃气电厂相对燃煤电厂成本压力更大的情况将长期存在。未来，我国天然气价格改革将进一步深化，2015年存量气与增量气价格并轨，或将使得国内燃气电厂的生存环境更趋不利。
2013年10月，国家发展和改革委下发文件，决定在保持销售电价水平不变的情况下适当疏导部分地区燃气发电价格矛盾，提高上海、江苏、浙江、广东等八省市的天然气发电上网电价，用于解决因存量天然气价格调整而增加的发电成本。浙江省已将燃气电厂上网电价相应上调了约20%，实现了一定程度的“气电联动”机制;上海市也将上网电价上调0.05元/kwh，江苏省多个地区上调蒸汽价格以改善燃气热电联产项目的经济性，但其他地区将在多大程度上支持燃气发电项目仍未可知。
此外，地方政府对燃气发电的支持力度因时而异。在地方电力需求较为紧张时，为鼓励燃气电厂提高发电量，政府有动机给予其财政补贴，当地方电力供需形势好转时则缺乏动机。因此，仅靠地方政府补贴维持燃气电厂运转也并非长久之计。
目前我国仍有众多在建及规划建设的天然气发电项目，受价改及未来天然气价格继续上涨的预期影响，很多项目处于观望态度，要保证这些项目顺利实施，仍需要国家出台相关政策、地方政府给予投资、财政给予补贴等多方面的支持。
五、对我国天然气发电行业健康发展的建议
为实现《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》提出的绿色低碳战略目标，保障2020年天然气在一次能源消费中的比重提高到10%以上，天然气发电仍是拉动我国天然气消费的重要推手。建议从以下方面推动我国天然气发电行业健康发展：
首先，国家应明确燃气发电定位，因地制宜一区一策。政府应进一步明确燃气发电在电力系统中的定位、在电网运营中的定位以及发电用气在天然气利用中的定位，为企业投资燃气发电项目及产业链其他相关企业提供明确指引。各地区应根据当地经济能力和电价承受能力制定相应的天然气发电配套政策，保障天然气发电企业的正常生产和合理利润。
其次，出台相关气电价格政策。出台上网侧“峰谷分时”电价制度，峰谷电价设定为平均上网电价的2倍，在电力供应较为充足且天然气供应较少的地区实行两部制电价。实行气电价格联动，参照可再生能源电价附加标准实行燃机环保上网电价，并在经济承受能力较强地区由终端用户承担部分环保电价。
第三，允许大用户与上游天然气供气商直接交易，支付合理的输气费用，最大限度减少中间交易环节和交易费用，鼓励供气商直供电厂用户。第四，成立政府专项调节基金，加强对燃气发电企业的补贴力度。