(3)燃机电价定价机制不够完善，难以体现调峰与环保价值
我国多数省市缺乏燃气轮机上网电价“气电联动”机制，天然气价改后，发电的高额成本难以通过上网电价进行分摊，经济性进一步下降，也遏制了企业投资的积极性。而在2004年12月，我国出台了燃煤电厂上网电价“煤电联动”机制，新投产机组上网标杆电价随煤价变动而调整，而燃气发电却无相应的电价调整机制。
目前燃气电厂上网电价大致在0.5~0.8元/(kW˙h)，按燃料成本70%估算，发电厂可承受气价约为1.9~2.8元/m3。2013年天然气价改前，北京、河南、上海、江苏和浙江等地通过主干管网供气的电厂气价一般在1.8~2.8元/m3，与可承受气价基本持平，甚至超过可承受气价，电厂经济效益较差。两次价改后，北京市电厂气价提高0.81元/m3，但上网电价维持不变。河南省上调存量气价后，电价一直未调，江苏省电价疏导幅度仅能弥补部分气价上调影响，部分省市电厂气价来自沿海LNG接收站进口天然气合同，不是照付不议闭口合同，随着长期贸易合同价格上涨，气价成本不断提高，但上网电价仍维持原状。虽然部分省市提高热力价格或给予电厂财政补贴，但仍难以分摊电厂的高额成本。
从电网层面看，电力属于无差异商品。燃气上网电价又高于燃煤上网电价约0.4元/(kW˙h)。为追求经济效益电网更偏爱煤电等低成本电力，在部分省市，电网公司会制定一个发电额度，超过额度的发电量实行按燃煤上网电价计价，进一步压低了燃气电厂的实际上网电价。
燃气电厂相对燃煤电厂的优势之一在于启停灵活，适合作调峰运行。全球发达国家均制定了峰谷电价制度，调峰电价一般是平均上网电价1.8~2倍，是最低谷电价3~5倍，但我国现行电价机制难以补偿燃气发电调峰发电价值。燃气发电的突出优势是清洁环保，改善大气质量，但现有的上网电价并未把燃气发电环保价值计算在内，不符合促进加快“清洁、低碳”能源的利用的规划。
(4)国家燃气发电政策尚未明确，扶持与财政
等激励政策不够到位从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息。
燃气发电成本比燃煤发电成本高的情况将长期存在。这是由于天然气在相同的热值下，价格比煤碳高得多，而燃气电厂燃料费占电价成本的70%~80%，天然气价格未市场化，今后气价改革将进一步深化，自2015年存量气与增量气价并轨，使国内燃气电厂的生存环境更趋不利。2013年10月，国家发改委下发文件，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上调约20%(上调0.16元/(kW˙h))，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/(kW˙h)，江苏省多个地区上调供热蒸汽价格以改善天然气热电厂项目的经济性，但其他地区有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需求较为紧张时，为鼓励燃气发电厂提高发电量，政府才有动机给予财政补贴，当地方电力供需形势转好时，则缺乏动机。因而，仅靠地方政府补贴燃气电厂运行也非长久之计。
所以，在当今燃气价改及上涨趋势下，我国有众多在建及规划的天然气发电项目处于观望态势，要保证顺利实施，仍需国家出台相关政策，地方政府给予投资，财政给予补贴等多方支持才行。
6 几点建议
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例提高到10%以上，天然气发电是拉动我国天然气消费的重要推手，建议以下几点以推动天然气发电行业健康发展。
(1) 国家应进一步明确燃气发电定位，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其产业链上其他相关产业提供明确指引。建议在2020年天然气在一次能源消费中的占比10%以上，燃气轮机发电占天然气用量的40%左右，与发达国家相近。各地区应根据当地经济实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。