即使以行政特权的方式获得装机份额，燃气发电生存状况也会堪忧。而这在长期，无疑意味着一个扭曲的电源结构，一个更大成本的电力系统，也会使得长期清洁低碳的转型愈加困难。
因为长期依赖煤炭发电的缘故，电力规划的方法基本是围绕煤炭展开的，其他的电源发展在多数规划中是外生给定的，不存在内生的选择。
2015年4月，美国月度发电量统计显示，燃气电厂发电量首次超过了燃煤。这是美国历史上的第一次，其出现的原因在于低廉的天然气价格（部分地区低过煤炭）与燃煤发电日益提高的成本。
在我国，天然气比煤贵，而且天然气发电成本至少是煤炭两倍的认知仍是主流。现实情况是：如果以等价热值算，天然气的确可能比煤炭贵几倍；但气电成本是火电的两倍则完全是误导性的。天然气发电度电成本比煤贵还是便宜，这完全取决于机组工作在何种位置，是峰荷、腰荷还是基荷，利用小时数有多少。基于基荷甚至不同发电小时数的比较缺乏任何含义。
过去，电力行业的规划模式、定价模式与调度模式共同导致了天然气电厂在我国生存艰难，而这往往意味着结构的扭曲与系统总成本的增加，以及长期的环境不可持续。燃气发电行业的停滞不前，使得上游燃机制造业也未实现完全突破，国产化仍旧是个目标。
基于一个最优系统的标准，天然气发电的份额是严重偏低的，即使不考虑它的环境特性，以及灵活爬坡性能等。
影响系统优化
一个电力系统的基本概念是电力需求随时波动的。峰谷差可能超过50%，而未来可能还要大。如果可再生能源占据系统显著份额，比如超过20%，由于可再生能源的波动性出力，可能系统就没有基荷了。这也就意味着，所有的机组的利用小时数都要打很大折扣。
典型的，最高峰的时刻（比如夏季中午傍晚空调用电高峰，冬季傍晚高峰）每年也就几百个小时，这部分需求电量极其有限，但是容量要求非常高。巨大的一次固定资产投资要在有限的时间内摊销，那么这部分投资显然要越小越好，而燃料消耗由于总量小而变得次要，甚至无关紧要。
气电的单位千瓦投资成本比煤电更低（大约20%-30%）。这种情况下，天然气机组，特别是单循环机组（能源效率变得无关紧要），是相比煤电机组成本更低、经济效率更好的选择，尽管天然气的单位能量成本还是比煤高很多。
因为长期依赖煤炭发电的缘故，电力规划的方法基本是围绕煤炭展开的，其他的电源发展在多数规划中是外生给定的，不存在内生的选择。在相当部分规划中，最大负荷点的容量平衡（比如夏季典型日、冬季典型日）与全年的电量平衡是基本的规划套路。这种“点”时刻的分析中，往往有限的内生变量就是煤电的容量（满足剩余负荷）与利用小时数（满足剩余电量），无法得到关于天然气发电的任何含义。相应的规划迫切需要方法论方面的讨论与改进。
这一问题突出地体现在非煤能源占据主导地位的地方，比如水电丰富的云南、四川，以及具有本地特点的辽宁、甘肃等地。西南地区的水电一旦建成，其运行成本很低，有足够的竞争力在能源与电力结构中占据主导的地位，这也是整个系统成本最小化的要求。这种情况下，其他电源形式，无疑将拥有有限的发电小时数，主要应用于枯水期以及备用。这种情况下，本地还存在超过千万的煤电机组，而天然气机组少到可以忽略的地步。这种结构是如何形成的，为什么要用煤电来满足腰荷甚至是峰荷，需要有个历史性的原因回顾。
基于目前全国各省区的负荷曲线形状，天然气机组的份额（主要是单循环机组）总体上要占到最大负荷的接近10%，整个系统才是成本最低的。再考虑相应的备用水平，天然气装机至少1.5亿才是目前负荷特性与发电技术经济特点下的最优水平。但是，实际有效的装机水平还远低于这一水平。
天然气发电价值的体现
政府公共政策的目的在于，如何通过设计机制或者政策建立市场激励，引导投资，以实现上述电力系统成本最小化的目标。
在一个起作用的电力市场中，这一点是基本得到保证的。对于新建设项目的决策，为了实现在负荷高峰阶段获得高电价的能力，建设灵活的天然气机组是个选择。同时，这种负荷高峰出现的机会并不多，因此此类机组需要在有限的时间内回收固定成本，因此必须是轻资产的，天然气电厂符合这一特点。
但是，目前我国还缺乏电力市场，特别是价格实时波动的短期现货市场。“定位式”的规划模式，以及基于基荷思维的行政定价（原则上假定小时数，然后平摊固定成本倒推价格），使得这一系统成本最小化的理性选择无法实现。
燃气电厂对于系统价值的体现，在缺乏电力市场的基本条件下，定位为调峰的电站采用容量电价补偿投资，用电量电价补偿不多的开机机会是个有效的临时性安排。这也在部分地区得到了检验。但是，这些价格如何确定，如何随着时间而变化，仍旧需要细致的政策设计。
尽管某些地区或者时刻稍有不同，但总体而言，我国电力机组调峰义务普遍很大（比如70%以上都是义务调峰），仍基本维持平均小时数调度的原则，并且存在大量煤电机组开工不足（利用率平均只有50%左右），这在一定程度上增加了调度的自由量裁权，与可以使用的调峰资源。
电力平衡的保证，在大部分地区与大部分情况下，不是通过一般意义上的“平衡市场（辅助服务市场）”，由专门机组（这些机组可能更适合，成本更低）去完成的，而是把这种义务分摊到所有运行机组（包括占2/3的60万千瓦以上的大机组），让其平均承担。
这种系统平衡责任与成本的社会化方式，对于整体系统效率是一种浪费（煤电固定资本大，调峰不够灵活，损耗大、成本高）。但是如果没有调度原则与市场份额确定模式的改变，调整的动力也并不存在。
专门的调峰机组在目前的定价体系下，没有动力去建设专门的新的调峰机组，去实现系统成本最小化，以自身的有限小时数换取其他机组更大的收益。这种系统的收益是全部机组的（最终是消费者的），而成本却由天然气机组来承担。这方面存在着明显的激励不足，属于政策与机制缺失的问题。
当然，这一分析是建立在需求增长情况下的，新建调峰机组（所谓Green Field）应选择天然气，而不是煤电的问题。但是，我国目前存在巨大的历史负担问题，那就是业已形成的超过一个亿的燃煤发电冗余容量。这部分巨大的“沉没”资产是改变这一调峰范式的极大障碍。没有燃煤机组的“有效消化”与去产能（负荷进一步增长，或者提前关停），很难有可行的效率改进方案与新的调峰机组建设的空间。这需要结合电力体制改革与市场份额竞争机制的建设，进行顶层设计，打破这种“死锁”状态。
如何在财务上变得更加可行
作为电厂 ，从行业与企业的视角，必须把目前的政策与市场环境视为给定的。那么，目前的环境下，由于缺乏随时间波动的电力价值的体现，缺乏竞争性的市场份额内生机制，缺乏电力能量市场与辅助市场，天然气发电厂在财务上要可行就成为很困难的事情。争取优惠的电价水平，以及争取更多的发电小时数或者容量电价，是最后的办法。
此外，虽然宏观整体上气源的可得、稳定性与否不构成不发展天然气发电的理由（峰荷位置的天然气消耗很小，且天然气不足是个有必要性解决的问题，而不应该成为长期发展的障碍），但是对于具体电厂而言，却可能是个隐患。因为与电力市场类似，我国的天然气市场目前也是个管制的市场，特别是管道气。根据用气目的确定价格严重损害了统一市场的发展，可能在操作层面造成电厂的天然气保障出现问题，从而影响电厂的经济收益。这方面可参见作者之前文章的分析。基于系统成本最小化的目标，我国的电力系统无疑存在着煤电过多，而天然气发电过少的问题。天然气的“补课式”发展——尽快实现超过1.5亿千瓦是应有之义。这需要成为“十三五”规划的目标，置于整体的电力与能源目标之下。
此外，动态平衡与竞争性原则应是“十三五”规划的要义，而“定位”与各种形式的“自由量裁”（定需求水平、定小时数、定补贴水平）与此格格不入。如果没有规划范式的改变，天然气的作用与意义将大打折扣，仍旧处于死锁状态。即使以行政特权的方式获得装机份额，燃气发电生存状况也会堪忧。而这在长期，无疑意味着一个扭曲的电源结构，一个更大成本的电力系统，也会使得长期清洁低碳的转型愈加困难。
电力行业的体制改革，特别是改革价格形成机制、改变调度与交易的关系、改变规划范式，仍旧是天然气“补课式”发展的必要前提。 来源：新浪财经
